BEDRIJFSECONOMISCHE BEOORDELING VAN TWEE CO 2 -VRIJE OPTIES VOOR ELEKTRICITEITSPRODUCTIE VOOR DE MIDDELLANGE TERMIJN

Juni 2002

ECN-C--02-055

BEDRIJFSECONOMISCHE BEOORDELING VAN TWEE CO2-VRIJE OPTIES VOOR ELEKTRICITEITSPRODUCTIE VOOR DE MIDDELLANGE TERMIJN Exploitatieverlenging kerncentrale Borssele en offshore windenergie M.J.J. Scheepers B.C.C. van der Zwaan

Verantwoording Deze studie is uitgevoerd in opdracht van Greenpeace Nederland. De studie staat bij ECN bekent onder projectnummer 77415.

Abstract This report presents a business-economic analysis of two carbon-free - but otherwise substantially different - options for future electricity production in the Netherlands. The first option is the continuation of operating the existing 480 MW nuclear power plant in Borssele (KCB); the second is the construction of a new 500 MW offshore wind park in the North Sea (OWP). The study concludes that in the current competitive Dutch electricity market, the lifetime extension of KCB is likely to be economically appealing when reprocessing remains the approach to deal with the back-end of the fuel cycle. However, if KCB’s operator is obliged to choose for direct storage of spent fuel, KCB’s lifetime extension would lose much of its economic attractiveness. An OWP is expected to become more attractive over the coming years, provided that significant investments are continued to be made in offshore wind technology and that the resulting expected cost reductions materialise. Moreover, to obtain economic attractiveness the provision of ‘green certificates’ - rewarding the clean character of energy production - should be continued. This report also describes environmental and social issues that investors in both electricity production options have to take into account.

2

ECN-C--02-055

INHOUD SAMENVATTING EN CONCLUSIES

5

1.

INLEIDING

10

2.

ACHTERGROND BIJ ELEKTRICITEITSPRODUCTIE 2.1 Inleiding 2.2 Elektriciteitsproductie op middellange termijn 2.3 Maatschappelijke context

12 12 12 15

3.

EXPLOITATIEVERLENGING KERNCENTRALE BORSSELE 3.1 Inleiding 3.2 Technologische aspecten 3.3 Kostenaspecten 3.4 Bestuurlijke aspecten 3.5 Milieueffecten en veiligheidsrisico’s

18 18 18 20 23 24

4.

OFFSHORE WINDENERGIE 4.1 Inleiding 4.2 Technologische aspecten 4.3 Kostenaspecten 4.4 Bestuurlijke aspecten 4.5 Milieueffecten en veiligheidsrisico’s

27 27 27 28 29 30

5.

BEDRIJFSECONOMISCHE BEOORDELING 5.1 Inleiding 5.2 Marktwaarde elektriciteit 5.3 Kostprijsberekening 5.4 Marges

33 33 33 38 40

6.

AFWEGINGEN DOOR INVESTEERDERS 6.1 Inleiding 6.2 Aantrekkelijkheid opties versus risico’s 6.3 Maatschappelijke beïnvloeding

45 45 45 47

REFERENTIES

49

ECN-C--02-055

3

4

ECN-C--02-055

SAMENVATTING EN CONCLUSIES De elektriciteitsproductiesector in Nederland is sterk veranderd als gevolg van de liberalisering van de elektriciteitsmarkt. Elektriciteitsproducenten en hun eigenaren komen voor keuzes te staan met betrekking tot instandhouding van bestaande en realisatie van nieuwe productiecapaciteit. Deze keuzes hebben grote invloed op de concurrentiepositie van zowel de bestaande elektriciteitsproducenten als van nieuwe toetreders tot de elektriciteitsmarkt. In deze studie is een bedrijfseconomische beoordeling gemaakt van twee opties die kunnen bijdragen aan de elektriciteitsproductie vanaf ongeveer 2005, wanneer door technische veroudering van bestaande centrales en toename van de elektriciteitsvraag behoefte zal ontstaan aan nieuw productievermogen (Ybema et al., 2001). De twee elektriciteitsproductieopties die zijn beoordeeld zijn het openhouden van de kerncentrale Borssele (KCB) tot 2013 en de realisatie van een 500 MW offshore windpark (OWP) op de Noordzee. Beide opties hebben met elkaar gemeen dat er bij de productie van elektriciteit geen CO2 wordt uitgestoten, maar zijn in de meeste andere opzichten zeer verschillend.

Achtergrond De bedrijfseconomische beoordeling heeft plaatsgevonden tegen de achtergrond van recente ontwikkelingen in de elektriciteitsmarkt, waaronder die van de markt voor duurzame energie en de mogelijke introductie van een markt voor CO2-emissiehandel. Deze ontwikkelingen zijn van belang voor de waarde die voor elektriciteit in de markt ontstaat. Hierbij is onderscheid gemaakt tussen de waarde van de elektriciteit zelf (de commodity), de eventuele ‘groenheid’ van de elektriciteit (de waarde van groencertificaten) en het CO2-emissie reductiepotentieel van die elektriciteit (de waarde van CO2-credits). Daarnaast is een analyse gemaakt van de voor de exploitant/investeerder relevante maatschappelijke context waarbinnen de elektriciteitsproductie plaatsvindt. Daarbij is gekeken naar de manier waarop verschillende actoren in de maatschappij (overheid, bedrijven en burgers) omgaan met economische, ecologische en sociale risico’s die ontstaan bij het gebruik van technologieën, hoe de verantwoordelijkheden met betrekking tot deze risico’s tussen actoren verdeeld zijn en hoe actoren elkaar beïnvloeden bij het doen van keuzes om risico’s te beperken. In hoeverre een bepaalde productieoptie voor een elektriciteitsproducent aantrekkelijk is wordt bepaald door enerzijds de verwachte bedrijfseconomische resultaten, maar anderzijds ook door de risico’s waarmee de elektriciteitsproducent rekening dient te houden. Deze risico’s liggen op verschillende terreinen en hebben te maken met onder meer technologische ontwikkeling, bestuurlijke besluitvorming en maatschappelijke acceptatie. Deze studie biedt inzicht in de milieueffecten en veiligheidsrisico’s van elektriciteitsproductie met een kerncentrale en met een offshore windpark. Beide elektriciteitsopties zijn echter niet onderling vergeleken ten aanzien van de milieueffecten en veiligheidsrisico’s vanwege de zeer uiteenlopende kenmerken en het ontbreken van een goed vergelijkingskader.

Bedrijfseconomische beoordeling Voor de kerncentrale Borssele is ervan uitgegaan dat de huidige installatie zonder veiligheidstechnische aanpassingen tot 2013 in bedrijf kan zijn. Er zijn twee varianten beschouwd, met betrekking tot de verwijdering en opslag van splijtstofelementen: verlenging van het huidige opwerkingscontract met COGEMA, en directe opslag van de splijtstofelementen in een nieuw te bouwen opslagfaciliteit bij COVRA. In dit laatste geval zullen de splijtstofelementen moeten worden geconditioneerd in een, waarschijnlijk in het buitenland, nog te realiseren conditioneringinstallatie. Een alternatief waarbij in Nederland een conditioneringinstallatie wordt gerealiseerd, waarin alleen splijtstofelementen uit de kerncentrale Borssele worden geconditioneerd, is niet nader geanalyseerd, omdat deze mogelijkheid vanwege de geringe schaalgrootte als economisch onrendabel kan worden beschouwd.

ECN-C--02-055

5

Voor het 500 MW offshore windpark zijn vier varianten beschouwd die onderling van elkaar verschillen voor wat betreft het jaar waarin het park wordt gerealiseerd. Hiermee wordt het effect van de verwachte kostendaling ten gevolge van technologieverbetering en opschaling van turbines zichtbaar. Voor beide elektriciteitsproductieopties is een kostprijsberekening uitgevoerd op basis van kostenschattingen van investeringen en jaarlijkse lasten. Vanwege de onzekerheid in de kostenschatting is een bandbreedte gehanteerd. De kostprijzen zijn verhoogd met netwerkkosten die gelden voor grootschalige elektriciteitsproducenten. De kostprijzen zijn vergeleken met de verwachte marktwaarde, waarbij eveneens een bandbreedte is gehanteerd. Voor de kerncentrale Borssele is de marktwaarde gebaseerd op een base-load contractprijs. De marktwaarde voor het 500 MW offshore windpark wordt bepaald door een base-load contractprijs, minus een compensatie vanwege het variabele windaanbod, en vermeerderd met de waarde van groencertificaten. De verwachte marges tussen kostprijs en marktwaarde worden weergegeven voor de kerncentrale Borssele en het 500 MW offshore windpark in respectievelijk Figuur S.1 en S.2 voor de jaren 2007, 2010 en 2013. De marges zijn bepaald op basis van de verschillen tussen enerzijds hoogste marktwaarde en laagste kostprijs en anderzijds laagste marktwaarde en hoogste kostprijs. Over de waarschijnlijkheidsverdeling waarmee een bepaalde marge binnen de aangegeven bandbreedte kan komen te liggen zijn geen uitspraken gedaan. Openhouden Kerncentrale Borssele [€ct/kWh] 8

6

4

2

0 2007

2010 Opwerking

2013

2007

2010 Opslag

2013

-2

Figuur S.1 Bandbreedte van de verwachte marges tussen marktwaarde en kostprijs voor de kerncentrale Borssele (KCB) in 2007, 2010 en 2013, bij voortzetting van het opwerkingscontract, en bij directe opslag van de splijtstofelementen

6

ECN-C--02-055

Offshore windpark [€ct/kWh] 8

6

4

2

0 2007 2010 2013

2007 2010 2013

2007 2010 2013

2007 2010 2013

Bouwjaar 2005

Bouwjaar 2007

Bouwjaar 2009

Bouwjaar 2011

-2

Figuur S.2 Bandbreedte van de verwachte marges tussen marktwaarde en kostprijs voor het 500 MW offshore windpark in 2007, 2010 en 2013 bij verschillende bouwjaren, wanneer de geproduceerde elektriciteit, naast een commodityprijs, een additionele groenwaarde heeft. De hierbij veronderstelde kostendaling van offshore windtechnologie kan alleen worden gerealiseerd wanneer met deze technologie ervaring wordt opgedaan. De kostprijs voor windparken met bouwjaren 2007, 2009 en 2011 kan niet voor alle drie de jaren worden berekend aangezien deze windparken dan nog niet operationeel zijn

Conclusies Op basis van de achtergrondanalyse van deze studie is te verwachten dat bij beslissingen over exploitatieverlenging van een bestaande centrale of nieuwbouw van nieuw productievermogen een bestaande elektriciteitsproducent rekening zal houden met eigen productievermogen, en zijn prijs- en volumerisico’s over al zijn installaties zal spreiden. Een nieuwkomer op de elektriciteitsmarkt hoeft geen rekening te houden met eigen productievermogen, hoewel ook hij prijs- en volumerisico’s zal proberen af te dekken. Uit Figuren S.1 en S.2 komt naar voren dat, uitgaande van de gehanteerde bandbreedtes ten aanzien van de kosten van elektriciteitsproductie en de verwachte opbrengsten op de energiemarkt, voor beide elektriciteitsproductieopties een positieve marge mogelijk is. Er bestaan echter ook risico’s voor een negatieve netto opbrengst, met name wanneer bij de KCB wordt gekozen voor directe opslag van gebruikte splijtstofelementen en het OWP wordt gerealiseerd vóór 2007. De verwachte netto opbrengsten kunnen bij OWP aanzienlijk hoger uitvallen dan bij de KCB. Daartegenover staat echter dat de economische en technologische risico’s bij een nieuw OWP voorlopig nog groter zijn dan bij een verlengde exploitatie van een bestaande kerncentrale. Overigens zal, als gevolg van leereffecten, in de toekomst een deel van de huidige onzekerheden met betrekking tot de kosten en opbrengsten van offshore windparken verdwijnen. Elektriciteitsproducenten kunnen bij hun investeringsbeslissingen beïnvloed worden door overheid en burgers. De Nederlandse overheid maakt in toenemende mate gebruik van beleidsinstrumenten waarmee getracht wordt het gedrag van bedrijven en consumenten op een vrije markt te sturen. Een kenmerk van deze beleidsinstrumenten is dat de energieverbruiker en producent, bij keuzes die zij maken in een vrije energiemarkt, rekening houden met milieuexternaliteiten. De burger kan elektriciteitsproducenten beïnvloeden via maatschappelijke orga-

ECN-C--02-055

7

nisaties of als vrije consument op de elektriciteitsmarkt. Energieleveranciers die willen inspelen op de behoefte van de meer milieubewuste consument zullen hun inkoopportfolio mogelijkerwijs aanpassen, hetgeen invloed heeft op de vraag naar elektriciteitsproductie uit bepaalde typen installaties. Dit kan op zijn beurt invloed hebben op de investeringsbeslissingen van elektriciteitsproducenten. Voor de kerncentrale Borssele, kan op basis van deze studie, verder het volgende worden geconcludeerd: • De exploitant van de kerncentrale Borssele dient serieus rekening te houden met de mogelijkheid dat het opwerkingscontract niet verlengd zal worden. Dit hangt vooral af van de opstelling van de Nederlandse overheid en de invloed die de Tweede Kamer daarop heeft. De Nederlandse overheid zal bovendien rekening moeten houden met hetgeen in internationale verdragen is vastgelegd. In geval de Nederlandse overheid de opwerkingsroute onmogelijk maakt, zal zij waarschijnlijk wel willen meewerken aan de bouw van een extra opslagvoorziening voor gebruikte splijtstofelementen bij COVRA. • Als gekozen wordt voor deze directe opslagroute, wordt de exploitatie van de kerncentrale bedrijfseconomisch minder aantrekkelijk vanwege de kosten voor conditionering en de extra te bouwen opslagvoorziening. De mogelijkheid van een positieve marge is dan nog wel aanwezig, maar er ontstaat een substantieel risico voor een negatieve marge bij lage elektriciteitsprijzen. Hierbij is er van uitgegaan dat de conditionering in een buitenlandse installatie plaatsvindt. Wanneer voor de splijtstofstaven, die tussen 2004 en 2013 bij de kerncentrale Borssele vrijkomen, in Nederland een aparte conditioneringinstallatie moet worden gerealiseerd, wordt de exploitatie van de kerncentrale nog minder aantrekkelijk, en kan deze waarschijnlijk niet meer rendabel worden geëxploiteerd. • In geval van de directe opslagroute zal rekening moeten worden gehouden met de mogelijk lange periode die nodig is voor de bouw van de extra opslagvoorziening en de procedures die daarvoor moeten worden doorlopen. • Voor beide routes geldt dat, met betrekking tot de afvoer van de gebruikte splijtstof, bezwaren die publieke groeperingen en overheid in binnen- en buitenland kunnen hebben tegen de gekozen route (in zake transport, verwerking en opslag) de te doorlopen bestuurlijke procedures kunnen vertragen. Dit kan de continuïteit van de bedrijfsvoering van de kerncentrale in gevaar brengen, met name wanneer door vertraging in de procedures en/of tijdig beschikbaar komen van de faciliteiten (voor opslag of conditionering) niet kan worden voorzien in de afvoer van splijtstofstaven. • Er bestaat nog geen duidelijkheid over de introductie van een systeem voor CO2emissiehandel. Bovendien is het waarschijnlijk dat kernenergie voor zo’n systeem wordt uitgesloten, gelet op hetgeen is gebeurd met vergelijkbare instrumenten als Joint Implementation (JI) en het Clean Development Mechanism (CDM), de flexibele instrumenten uit het Kyoto Protocol. Wanneer echter een systeem van CO2-handel wordt ingevoerd voor alle elektriciteitsproductie waarvoor niet op een andere wijze een extra waarde wordt verkregen (zoals bij groencertificaten), dan zal de marktwaarde van de door de kerncentrale geproduceerde elektriciteit toenemen. Ook in het geval van de directe opslagroute mogen dan positieve marges worden verwacht. • De kosten die samenhangen met de eindberging van het kernafval zijn in de exploitatiekosten meegenomen. Omdat nog geen keuze is gemaakt voor de eindberging bestaat er een risico dat de kosten hoger uitvallen. De Nederlandse overheid draagt dit financiële risico. Door de verlenging van de exploitatieperiode neemt de hoeveelheid kernafval toe, hetgeen de omvang van dit financiële risico in principe doet toenemen.

8

ECN-C--02-055

•

Het tien jaar langer openblijven van de kerncentrale Borssele heeft tot gevolg dat de elektricititeitsproducent EPZ en haar eigenaren, energieleveranciers Essent en Delta, langer geconfronteerd kunnen worden met opvattingen vanuit de samenleving over kernenergie. In een liberale energiemarkt kan de consument kiezen tussen energieleveranciers en wordt hij waarschijnlijk, middels een nog in te voeren stroometikettering, ook geïnformeerd over de herkomst van de afgenomen stroom.

Voor het offshore windpark kan, op basis van deze studie, nog verder het volgende worden geconcludeerd: • De investeerder in het offshore windpark dient er rekening mee te houden dat, alvorens een windpark met meer dan honderd turbines gerealiseerd kan worden, ervaring zal moeten worden opgedaan met kleinschaliger parken. Daarbij bestaat er onzekerheid over de te verwachte kostendaling waarvan in deze studie is uitgegaan. Deze onzekerheid houdt verband met de nog zeer beperkte ervaring ten aanzien van bouw, installatie en exploitatie van windparken op zee en de mogelijke problemen die hierbij kunnen voordoen en waarvoor oplossingen bedacht en geïmplementeerd moeten worden. Een investeerder die niet afwacht, maar nu al kennis en ervaring opdoet met kleinere offshore windparken, kan hiermee een strategische voorsprong opbouwen op de markt voor offshore windenergie. • De offshore windparken, waarmee de benodigde ervaring moet worden opgedaan, zullen hogere kosten hebben dan de parken waarvan in deze studie is uitgegaan. De marges zullen daardoor lager uitvallen. Zonder extra overheidsondersteuning, in aanvulling op de huidige fiscale regelingen (EIA en VAMIL) en het systeem van groencertificaten, is economische rendabele exploitatie van deze windparken niet mogelijk. • In deze studie is uitgegaan van een inschatting van de prijs van groencertificaten op de middellange termijn. Omdat het hierbij gaat om een kunstmatige markt die sterk afhankelijk is van het gevoerde energiebeleid, niet alleen in Nederland maar ook in andere Europese landen, bestaat er slechts in beperkte mate zekerheid over de verwachte groencertificatenprijs. Wanneer de geproduceerde elektriciteit van offshore windenergie geen ‘groenwaarde’ of andere waardering meer zou ontvangen en investeringssteun eveneens ontbreekt, is rendabele exploitatie niet mogelijk, ondanks de verwachte kostendaling op de middellange termijn. • De investeringsbeslissingen met betrekking tot elektriciteitsproductie-installaties staan onder invloed van inkoopportfolio’s van energieleveranciers. Energieleveranciers kunnen milieukenmerken van de elektriciteitsproductie in hun inkoopportfolio een rol laten spelen en deze inkoopportfolio’s wijzigen bij het nastreven van een verbetering van de ‘milieukwaliteit’ van de door haar geleverde stroom. Voorwaarde is echter wel dat de informatievoorziening aan consumenten over de milieueffecten van stroomopwekking wordt verbeterd (bijvoorbeeld via stroometikettering) en de consument zich in haar koopgedrag in voldoende mate gevoelig toont voor deze informatie.

ECN-C--02-055

9

1.

INLEIDING

De liberalisering van de elektriciteitsmarkt heeft de omstandigheden van de elektriciteitsproductie in Nederland binnen enkele jaren geheel veranderd. Na de invoering van de liberaliseringwetgeving in 1998 zijn drie van de vier grootschalige elektriciteitsproducenten overgenomen door buitenlandse elektriciteitsbedrijven en is de import van stroom, vanwege toegenomen concurrentie met buitenlandse producenten, sterk gestegen. Naast liberalisering van de elektriciteitsmarkt wordt de elektriciteitproductiesector ook geconfronteerd met overheidsbeleid met betrekking tot reductie van broeikasgasemissies en stimulering van productie en gebruik van duurzame energie. De marktwerking die bij de elektriciteitsproductie is geïntroduceerd heeft grote gevolgen voor de prijsvorming van elektriciteit en voor operationele en investeringsbeslissingen van producenten. Doordat ook bij stimulering van duurzame energie en reductie van broeikasgasemissies marktwerking wordt geïntroduceerd (bijvoorbeeld d.m.v. groencertificaten of CO2emissiehandel), worden elektriciteitsproducenten voor steeds complexere keuzes gesteld. Middels onderzoek en met behulp van energiemarktmodellen probeert ECN Beleidsstudies inzicht te krijgen in de mogelijke toekomstige ontwikkeling van de Nederlandse en internationale elektriciteitsproductiesector. Veel onderzoek dat daarvoor door ECN Beleidsstudies wordt uitgevoerd richt zich op het realiseren van middellange en lange termijn beleidsdoelstellingen van de overheid en het gebruik van nieuwe instrumenten daartoe. Dit onderzoek vindt plaats binnen de context van verwachte toekomstige technologische ontwikkelingen. Ook worden markt- en beleidsontwikkelingen in het buitenland beschouwd, vanwege de toenemende integratie met Europees en internationaal milieu- en energiebeleid. Op basis van reeds uitgevoerd en lopend onderzoek - zowel eigen onderzoek als dat van zusterorganisatie NRG - is door ECN Beleidsstudies een bedrijfseconomische beoordeling gemaakt van twee CO2-vrije elektriciteitsproductieopties voor de middellange termijn in Nederland: de verlenging van de exploitatie van de kerncentrale Borssele (KCB) tot 2013 en de exploitatie van een nieuw te realiseren 500 MW offshore windpark (OWP) op de Noordzee. Omdat beide vormen van elektriciteitsopwekking vrijwel alleen met elkaar gemeen hebben dat zij geen directe CO2-emissies veroorzaken, maar verder sterk van elkaar verschillen, gaat het in deze studie niet zozeer om een gedetailleerde onderlinge vergelijking, als wel om een bedrijfseconomische beoordeling van elk van beide elektriciteitsproductieopties. Deze beoordeling van beide elektriciteitsproductieopties vindt plaats binnen een zoveel mogelijk gelijkluidend kader dat wordt gevormd door enerzijds de bestuurlijke, sociale en maatschappelijke context waarbinnen investeringsbeslissingen zullen worden genomen, en anderzijds een bedrijfseconomische analyse, waarbij rekening is gehouden met de toepassing van marktconforme instrumenten voor stimulering van duurzame energie (groencertificaten) en reductie van broeikasgassen (emissiehandel). Investeringsbeslissingen met betrekking tot elektriciteitsproductie kunnen ook externe economische gevolgen hebben. De in deze studie uitgevoerde economische analyse beperkt zich echter tot de economische activiteiten van de exploitant/investeerder. De exploitant/investeerder heeft naast de bedrijfseconomische kenmerken ook rekening te houden met de milieueffecten en veiligheidsrisico’s van de elektriciteitsproductie. Deze studie biedt om die reden inzicht in de milieueffecten en veiligheidsrisico’s van een kerncentrale en van een offshore windpark. Beide elektriciteitsopties zijn echter niet onderling vergeleken ten aanzien van de milieueffecten en veiligheidsrisico’s vanwege de zeer uiteenlopende kenmerken en het ontbreken van een goed vergelijkingskader. In deze studie staat de Nederlandse situatie met betrekking tot kernenergie en offshore wind centraal. De keuzes met betrekking tot beide elektriciteitsproductieopties zijn echter niet uniek voor Nederland. Ook in andere landen worden, tegen de achtergrond van een geliberaliseerde

10

ECN-C--02-055

elektriciteitsmarkt, afwegingen gemaakt over enerzijds het in bedrijf houden van kerncentrales en anderzijds de realisatie van (offshore) windvermogen. In de bedrijfseconomische beoordeling van dit rapport wordt met name ingegaan op elektriciteitsproductie en -prijsvorming in de geliberaliseerde Nederlandse elektriciteitsmarkt, en spelen aspecten met betrekking tot de Nederlandse groothandelsmarkten, concurrentie met het buitenland en de toekomstige ontwikkeling van productiecapaciteit een belangrijke rol. Deze studie is uitgevoerd op verzoek van en gefinancierd door Greenpeace Nederland. Greenpeace Nederland staat positief tegenover het ontwikkelen van offshore wind op de Noordzee. Greenpeace wil weten welke verwachtingen energieproducenten thans mogen hebben van de bedrijfseconomische aantrekkelijkheid van offshore windenergie op de middellange termijn. Greenpeace vraagt zich voorts af of de exploitatie van de kerncentrale Borssele op de middellange termijn in voldoende mate bedrijfseconomisch aantrekkelijk is voor de exploitant en haar aandeelhouders Essent en Delta. Directe aanleiding voor dit deel van het onderzoek vormt een gerechtelijke procedure die door de Nederlandse Staat is aangespannen tegen EPZ met betrekking tot de voorgenomen sluiting van de kerncentrale Borssele eind 20031. Deze procedure heeft, op het moment van uitvoeren van dit onderzoek en schrijven van dit rapport, vooralsnog geen uitspraak opgeleverd.

Leeswijzer Dit rapport, dat verslag doet van het uitgevoerde onderzoek, is als volgt opgebouwd: • In Hoofdstuk 2 wordt de context geschetst waarbinnen keuzes worden gemaakt ten aanzien van gebruik en vernieuwing van elektriciteitsproductiecapaciteit. Deze keuzes worden enerzijds beïnvloed door de wijze waarop de elektriciteitsmarkt is georganiseerd en de verwachte ontwikkelingen op deze markt, en anderzijds door maatschappelijke en technologische ontwikkelingen. • In Hoofdstuk 3 en 4 worden technologische en kostenaspecten besproken van respectievelijk de kerncentrale Borssele en het 500 MW offshore windpark. Ook wordt in deze hoofdstukken ingegaan op de bestuurlijke aspecten die samenhangen met de realisatie en exploitatie van installaties, en op milieueffecten en veiligheidsrisico’s van beide elektriciteitsproductieopties waarmee de exploitant/investeerder rekening te houden heeft. • De bedrijfseconomische beoordeling van de twee elektriciteitsproductieopties komt in Hoofdstuk 5 aan de orde. Voor de geproduceerde elektriciteit wordt een inschatting gemaakt van de marktwaarde op de middellange termijn. Daarnaast wordt voor beide elektriciteitsproductieopties een kostprijs berekend. De bedrijfseconomische aantrekkelijkheid van de elektriciteitsproductie volgt uit het verschil tussen marktwaarde en kostprijs. De resultaten van de bedrijfseconomische beoordeling worden in dit rapport weergegeven in euro’s. In zoverre echter gebruik is gemaakt van kostengegevens in guldens zijn deze vermeld en omgerekend naar euro’s. • In hoeverre de exploitatie van de kerncentrale of het offshore windpark voor de elektriciteitsproducent aantrekkelijk is, hangt af van de te verwachten bedrijfseconomische resultaten, maar ook van de eventuele sociale en bestuurlijke risico’s die met de exploitatie samenhangen. In Hoofdstuk 6 wordt daarvan een analyse gegeven. • Conclusies zijn opgenomen in de samenvatting van dit rapport.

1

Sluiting van de KCB eind 2003 is een kabinetsbesluit dat volgt uit de behandeling in de Tweede Kamer, op 20 december 1994 van een brief van de minister van Economische Zaken inzake Borssele (Tweede Kamer, 1994). De beschikking van het Ministerie van Economische Zaken in 1997 om de kerncentrale Borssele eind 2003 te sluiten werd echter door de Raad van State vernietigd. EPZ heeft in 1996 een vergunning verkregen voor de bedrijfsvoering voor onbepaalde tijd. De overheid beroept zich op een overeenstemming tussen EPZ en de Nederlandse Staat met betrekking tot de sluiting van de kerncentrale Borssele eind 2003.

ECN-C--02-055

11

2.

ACHTERGROND BIJ ELEKTRICITEITSPRODUCTIE

2.1

Inleiding

Alvorens in deze studie in te gaan op twee concrete vormen van elektriciteitsproductie, het verlengen van de exploitatie van de kerncentrale Borssele en de exploitatie van een te bouwen offshore windpark in de Noordzee, wordt in dit hoofdstuk eerst de context weergegeven waarbinnen deze twee vormen van elektriciteitsproductie zullen plaatsvinden. In Paragraaf 2.2 wordt een beschrijving gegeven van de geliberaliseerde Nederlandse elektriciteitsmarkt en hoe deze markt de productiecapaciteit op de middellange termijn beïnvloedt. In Paragraaf 2.3 wordt een analyse gemaakt van de maatschappelijke context waarbinnen de elektriciteitsproductie plaatsvindt. Een beschrijving wordt gegeven van verschillende risico’s die samenhangen met de toepassing van technologie in het algemeen en elektriciteitsopwekking in het bijzonder. Aangegeven wordt hoe met deze risico’s wordt omgegaan en hoe overheid, bedrijven en burgers elkaar daarbij kunnen beïnvloeden.

2.2

Elektriciteitsproductie op middellange termijn

De wijze waarop elektriciteitsproducenten een vergoeding ontvangen voor de door hen geproduceerde elektriciteit is, met de introductie van marktwerking in de elektriciteitsmarkt, volledig veranderd. Vóór de liberalisering was sprake van een kost-plus-systeem, en van een vereffenen van de kosten tussen de verschillende Nederlandse elektriciteitsproducenten via de SEP. Dit hield in dat de producenten hun kosten vergoed kregen, inclusief een vaste marge, en dat door het vereffenen van kosten geen prijscompetitie bestond tussen verschillende elektriciteitsproductie-installaties. Ook de investeringen in nieuwe productiecapaciteit werden centraal gepland met behulp van 10-jarige elektriciteitsplannen.

Prijsvorming

Met de introductie van de nieuwe Elektriciteitswet in 1998 en de beëindiging van het Protocol2 is vanaf 2001 sprake van volledige marktwerking tussen de Nederlandse elektriciteitsproducenten onderling en tussen Nederlandse en buitenlandse elektriciteitsproducenten. In de nieuwe marktordening krijgen elektriciteitsproducenten alleen een vergoeding voor de geleverde elektriciteit (een kWh-prijs), met uitzondering van het regelvermogen dat door TenneT wordt gecontracteerd. De elektriciteitsprijs wordt bepaald door vraag en aanbod, waarbij, bij een goed werkende markt, de evenwichtsprijs gelijk zal zijn aan de marginale kosten van elektriciteitsproductie. Er wordt hierbij vanuit gegaan dat een producent alleen elektriciteit op de markt aanbiedt wanneer tenminste zijn variabele kosten worden gedekt. Deze bestaan vooral uit brandstofkosten. Op de spotmarkt (APX), die een referentie vormt voor elektriciteitsprijzen op andere markten, wordt, vanwege de thans in Nederland bestaande overcapaciteit, elektriciteitsproductiecapaciteit aangeboden in volgorde van variabele kosten, eerst die met de laagste variabele kosten, gevolgd door die met hogere variabele kosten. De elektriciteitsprijs wordt bepaald door de variabele kosten van de laatste installatie waarmee de vraag wordt gedekt (de zogenaamde marginale centrale). De vaste kosten moeten gedekt worden uit het verschil tussen de evenwichtsprijs en de variabele kosten. Voor installaties met lage variabele kosten lukt dit beter dan voor installaties met hoge variabele kosten. De elektriciteitsprijs verandert voortdurend doordat de vraag naar elektriciteit steeds anders is en de evenwichtsprijs steeds door de variabele kosten van een andere (marginale) centrale wordt bepaald. 2

Het Protocol betreft een afspraak tussen Nederlandse elektriciteitsproducenten en -distributeurs over een geleidelijke overgang naar volledige concurrentie. Tot 1 januari 2001 leverden producenten alleen elektriciteit aan distributeurs en niet aan derden. Distributeurs kochten elektriciteit van producenten tegen een vaste vergoeding op basis van vooraf vastgestelde hoeveelheden.

12

ECN-C--02-055

Wanneer niet langer sprake is van overcapaciteit zullen de elektriciteitsprijzen naar verwachting stijgen en hoger liggen dan de variabele kosten van de marginale centrale (deze laatste worden ook wel ‘short run marginal costs’ genoemd). In geval van geen overcapaciteit hebben producenten er immers belang bij dat ook de vaste kosten van de centrales worden gedekt die alleen gedurende piekuren worden ingezet. De prijzen zullen stijgen naar een niveau van ‘long run marginal costs’ (die zowel variabele als vaste kosten dekken) van de marginale centrale.

Groothandelsmarkten In Nederland wordt de elektriciteit verhandeld op twee groothandelsmarkten: een bilaterale contractenmarkt, of ‘over the counter’ markt (OTC-markt), en de elektriciteitsbeurs, de Amsterdam Power Exchange (APX). De APX kent een ‘day-ahead’ markt waarop elektriciteitscontracten voor de volgende dag worden verhandeld. Op deze spotmarkt komt de elektriciteitsprijs tot stand op basis van het hiervoor beschreven principe van marginale kosten. Op de OTC-markt worden, naast spotcontracten, elektriciteitscontracten verhandeld voor langere perioden, waaronder jaarcontracten. In deze contracten wordt uitgegaan van de verwachte gemiddelde elektriciteitsprijs voor de betreffende periode. Op deze zogenaamde contractenmarkt wordt (een deel van) het prijsrisico afgedekt dat door zowel de producent als afnemer wordt gelopen. Het overgrote deel van het elektriciteitsvolume wordt op dit moment verhandeld op de OTC-markt. In 2001 werd ongeveer 7% van de geconsumeerde elektriciteit verhandeld via de APX.

Concurrentie met het buitenland Door concurrentie van de Nederlandse elektriciteitsproductie met die in de ons omringende landen is het marktaandeel van Nederlandse producenten de afgelopen jaren afgenomen. Een belangrijke oorzaak hiervan is het verschil in samenstelling tussen het Nederlandse productiepark en dat in het buitenland. Ook in het buitenland is sprake van overcapaciteit, waardoor buitenlandse centrales met lagere brandstofkosten (o.m. bruinkool, nucleair) Nederlandse gascentrales met succes kunnen beconcurreren. De concurrentie ondervindt momenteel echter beperking door een fysieke limitering van de landgrensoverschrijdende elektriciteitsverbindingen. Teneinde een eerlijke verdeling van het gebruik van deze schaarse verbindingen te waarborgen, vindt sinds begin 2001 een veiling plaats van de importcapaciteit. De veilingopbrengsten worden besteed aan capaciteitsuitbreiding van landgrensoverschrijdende verbindingen.

Ontwikkeling van de productiecapaciteit Zolang sprake is van prijsvorming op basis van ‘short run marginal costs’ bestaat het risico dat de opbrengsten de vaste kosten van de elektriciteitsproducenten onvoldoende dekken. Dit geldt met name voor piekcentrales. Hierdoor zullen elektriciteitsproducenten investeringen in nieuw vermogen uitstellen. Bestaande reeds grotendeels afgeschreven centrales hebben immers een concurrentievoordeel ten opzichte van nieuwe centrales, tenzij de nieuwe centrales aanmerkelijk efficiënter te opereren zijn. Ook zullen centrales worden gesloten die vanwege de overcapaciteit niet worden ingezet. Hiermee bespaart de producent op de vaste kosten. Met name minder efficiënte gasgestookte centrales ondergaan dit lot. Op kort termijn bestaat geen behoefte aan uitbreiding van het in Nederland aanwezige elektriciteitsproductievermogen. Enige uitzondering vormen installaties voor de productie van duurzame elektriciteit. Door toename van de elektriciteitsvraag - afhankelijk van de economische groei bedraagt deze 1,5 tot 3% per jaar - en veroudering van het bestaande productiepark, kan op de middellange termijn (tussen 2005 en 2010) wel behoefte ontstaan aan nieuw productievermogen (Ybema et al., 2001). De huidige elektriciteitsproducenten hebben de mogelijkheid de technische levensduur van bestaande installaties te verlengen. Installaties met relatief lage variabele kosten (zoals kolen en nucleair) en een voldoende efficiëntie kunnen, tegen beperkte vervangingsinvesteringen, langer in bedrijf worden gehouden. Voorwaarde is wel dat zij blijven voldoen aan (toekomstige) milieu- en veiligheidseisen. Voor de kolencentrales in Nederland betekent dit dat deze installaties, vanwege afspraken met het Ministerie van VROM, minder CO2 mogen uitstoten. Hiervoor zullen deze installaties o.a. biomassa gaan bijstoken (Convenant Kolencentrales en CO2-reductie). Ook de exploitatie van de kerncentrale Borssele kan op de middellange termijn ECN-C--02-055

13

om bedrijfseconomische redenen aantrekkelijk zijn, met name omdat in de periode 1994-1997 investeringen zijn gedaan die de veiligheidsvoorzieningen op een niveau hebben gebracht dat voldoet aan de laatste veiligheidseisen. Het realiseren van nieuw productievermogen is niet enkel voorbehouden aan de bestaande Nederlandse elektriciteitsproducenten. In de geliberaliseerde elektriciteitmarkt kunnen nieuwe centrales ook door andere partijen worden gerealiseerd. Een goed voorbeeld hiervan is het initiatief van Intergen, een joint venture van Shell en Bechtel, om in het Botlekgebied een nieuwe gasgestookte centrale te bouwen met een vermogen van 800 MW. Intergen heeft voor de afzet van de elektriciteit een lange termijn contract gesloten met Nuon. Dit nieuw vermogen past in de verwachting dat vanaf 2005 behoefte zal ontstaan aan nieuwe productiecapaciteit. Zowel Intergen als Nuon hebben belang bij een dergelijk lange termijn contract. Het verschaft Intergen de zekerheid van afzet van elektriciteit (en leidt daarmee tot een beperking van het volumerisico) tegen een bepaalde prijs (en leidt daarmee tot een beperking van het prijsrisico), terwijl Nuon, dat sterk aangewezen is op de inkoop van elektriciteit, minder afhankelijk wordt van sterke prijsfluctuaties in een elektricititeitsmarkt waarbij niet langer sprake is van overcapaciteit (EMT, 2001). Nieuwkomers op de markt zullen zich kunnen toeleggen op bepaalde typen productievermogen en hoeven geen rekening te houden met reeds bestaande productie-installaties. Bestaande elektriciteitsproducenten doen dit echter wel. Zij zullen hun keuze voor eventueel nieuw te bouwen vermogen afstemmen op al bestaand vermogen en zo het prijs- en volumerisico spreiden over al hun installaties. Nieuw kolenvermogen lijkt, gezien de relatief lage en betrekkelijk constante brandstofkosten aantrekkelijk, met name in verband met concurrentie met buitenlandse productie. Het is echter onwaarschijnlijk dat van dit type elektriciteitsproductie nieuwe installaties worden gerealiseerd, gezien de afspraken die producenten met de overheid hebben gemaakt in het kader van het CO2-beleid. Nieuwe gascentrales lijken aantrekkelijker vanwege de relatief lage investeringskosten en korte bouwtijd. Voor dit type installaties bestaan echter grotere prijsen volumerisico’s, door de afhankelijkheid van de gasprijs. De introductie van meer marktwerking op de gasmarkt kan daar de komende jaren mogelijk enige verandering in brengen.

Groene stroom en CO2-emissiehandel

De komst van de groene stroommarkt (markt voor groencertificaten) en de mogelijke introductie van een markt voor de handel van broeikasgasemissies (markt voor CO2-credits) heeft invloed op de keuze voor nieuwe productiecapaciteit. Zo lijkt de toepassing van biomassa in bestaande kolencentrales een aantrekkelijke manier om groene stroom te produceren (EMT, 2001). Wanneer sprake zal zijn van handel in CO2-credits, kan dit de productie van elektriciteit met bijvoorbeeld gascentrales aantrekkelijker maken. Het is echter nog niet duidelijk of, wanneer, en op welke wijze, CO2-handel zal worden ingevoerd. Met de realisatie van elektriciteitsproductiecapaciteit zijn hoge investeringen gemoeid die slechts over langere tijd zijn terug te verdienen. Onzekerheid over toekomstige opbrengsten kunnen investeerders doen aarzelen bij het nemen van dit soort risico’s. Elektriciteitsproducenten zijn nog maar nauwelijks gewend aan de werking van de elektriciteitsmarkt en het omgaan met risico’s die daar worden gelopen. Markten voor groencertificaten en/of CO2-credits, die sterk afhankelijk zijn van overheidsbeleid (het zijn feitelijk kunstmatige markten), brengen extra onzekerheid met zich mee. Bij de introductie van de groencertificaten zijn bijvoorbeeld uitzonderingen gemaakt ten aanzien van de herkomst en bepaalde vormen van duurzame elektriciteitsproductie. Afgezien van het feit dat nog niet vaststaat of en wanneer CO2-handel wordt ingevoerd is ook nog niet duidelijk welk systeem voor CO2-credits zal worden ingevoerd en op welke activiteiten of installaties het systeem van toepassing zal zijn.

14

ECN-C--02-055

2.3

Maatschappelijke context

De invoering van nieuwe technologieën op grote schaal brengt vrijwel altijd risico’s met zich mee. Het op grote schaal gebruik van fossiele brandstoffen, en de hieraan gerelateerde problemen van globale klimaatverandering en lokale en regionale vervuiling, zijn hier voorbeelden van. Kernenergie kent grote veiligheids- en milieurisico’s (zoals gerelateerd aan kernafval, ongelukken, proliferatie en terrorisme). Ook nieuwe energietechnologieën, waaronder windenergie, zijn niet zonder risico’s (zoals gerelateerd aan bedreiging voor vogelstand, zichthinder en geluidsoverlast). De aard en omvang van de respectievelijke risico’s lopen echter zeer uiteen. Bovendien zijn sommige risico’s beter te beheersen door gerichte technologische ontwikkeling dan andere. Bij het streven naar ontwikkelingspaden voor een toekomstige energievoorziening wordt gestreefd naar het gebruik van energietechnologieën die geen nadelige effecten hebben op de omgeving en op de langere termijn. Elk gekozen ontwikkelingspad zal in verschillende opzichten echter minder volmaakt kunnen zijn dan wenselijk. Op fundamenteel niveau zal het vooral gaan om het simultaan beantwoorden van drie basisvragen: hoe schoon is schoon genoeg (cf. fossiele brandstoffen), hoe veilig is veilig genoeg (cf. kernenergie) en hoe goedkoop is goedkoop genoeg (cf. windenergie) (Bruggink en Van der Zwaan, 2001). Er bestaat een duidelijke trade-off tussen de economische, milieutechnische en sociale risico’s verbonden aan mogelijke ontwikkelingspaden voor een toekomstige energievoorziening. Deze trade-offs zijn niet gemakkelijk in kaart te brengen, omdat de onderliggende technische en economische parameters met betrekking tot bijvoorbeeld investeringskosten en milieugevolgen continu veranderen door technologische en sociaal-politieke ontwikkelingen.

Economische risico’s De economische risico’s van fossiele brandstoffen hebben vooral betrekking op voorzieningszekerheid en beschikbaarheid. Beide risico’s vertalen zich uiteindelijk in risico’s voortkomend uit onvoorziene ontwikkelingen in brandstofprijzen zowel qua niveau als qua (in)stabiliteit. De risico’s van voorzieningszekerheid zijn daarbij groter dan van beschikbaarheid, vooral voor aardgas en olie. De economische risico’s van kernenergie hebben daarentegen vooral te maken met de kapitaalintensiteit van deze technologie en de afvoer van nucleair afval. In een zich liberaliserende energiesector is de druk op rentabiliteit fundamenteel hoger dan in het verleden in een context van nutsbedrijven het geval is geweest. Vooral lange termijn risico’s kunnen in een competitieve markt minder goed door marktpartijen worden gedragen. De overheid kan hiervoor steun verlenen, garanties geven of bepaalde activiteiten zelf uitvoeren, al zal marktverstoring van deze maatregelen moeten worden vermeden of beperkt. Zo zou de overheid bijvoorbeeld de ontwikkeling en toepassing van duurzame energietechnologie kunnen ondersteunen. Maar ook zou zij bijvoorbeeld de economische risico’s gerelateerd aan de opslag en eindberging van nucleair afval voor haar rekening kunnen nemen. Bij levensduurverlenging van bestaande kerncentrales zou dit kunnen inhouden, dat de kosten van afvoer, opslag en eindberging van nucleair afval voor rekening komen van de exploitant, maar dat het economisch risico dat samenhangt met de onzekerheid over de toekomstige kosten van opslag en eindberging door de overheid wordt gedragen. De concurrentiepositie van sommige duurzame bronnen, zoals windenergie, is in vergelijking tot conventionele elektriciteitsproductie momenteel nog relatief zwak. Hoewel windenergie over het afgelopen decennium grote vooruitgang heeft geboekt qua kostenreducties, en verwacht wordt dat met offshore windparken ervaring wordt opgedaan die tot verdere kostenreducties kunnen leiden, zijn de economische risico’s nog aanzienlijk. Marktpartijen zullen deze economische risico’s, vanwege de omvang en termijn waarover ze zich voordoen, niet zondermeer voor hun rekening willen nemen. Financiële ondersteuning van de overheid kan hierbij gewenst zijn. Bedacht moet worden dat de ontwikkeling van technologieën die nu tot de conventionele elektriciteitsproductie behoren (onder meer kernenergie, kolencentrales) met overheidsfinanciering zijn ondersteund.

ECN-C--02-055

15

Milieurisico’s De milieurisico’s van fossiele brandstoffen hebben voornamelijk betrekking op klimaatverandering, verzuring en lokale luchtverontreiniging. De milieurisico’s van kernenergie hebben vooral te maken met de productie en verwerking van kernafval en radioactieve emissies, zowel bij ongelukken als ‘normale’ productie- en opwerkomstandigheden. Deze verschillen fundamenteel van de milieurisico’s van fossiele brandstoffen en duurzame bronnen zoals wind. Windenergie legt een relatief groot beslag op ruimte, maar voorlopig gaat het daarbij om ruimte met weinig alternatieve bestemmingen, of bestemmingen die zich met windenergie laten verenigen. Ook bij deze duurzame energiebron moeten echter milieurisico’s meegenomen worden, bijvoorbeeld ten aanzien van materiaalintensiteit (b.v. beton en staal), lokale ecologische effecten (b.v. vogelstand) en eventueel geluidsoverlast. Duurzame energie onderscheidt zich met name van nietduurzame energiebronnen op grond van de tijdelijkheid van milieueffecten, dat wil zeggen dat bij het beëindigen van de activiteit er geen of nagenoeg geen blijvende milieueffecten zijn.

Sociale risico’s Het belang van sociale risico’s wordt vaak onderschat in discussies over technologische ontwikkeling, behalve wellicht in het geval van kernenergie. Sociale risico’s hebben te maken met maatschappelijke voorkeuren ten aanzien van technologische infrastructuur en marktordening, maatschappelijke stabiliteit, en de publieke opinievorming rond, en kennis en expertise in, energietechnologie en het daaraan gekoppelde vertrouwen in deskundigen. Een maatschappelijke inrichting en voorkeurspatroon dat bijvoorbeeld sterk neigt naar decentrale oplossingen en lokale autonomie kan op subtiele maar doorslaggevende manier invloed hebben op technologieontwikkeling en op de keuze van energieopties. Het vandaag de dag verslechterende imago van fossiele brandstoffen, het algemeen zwakke draagvlak voor kernenergie en het grote draagvlak voor duurzame energie is, onder andere, gerelateerd aan de sociale risico’s rond deze technologieën. In een liberale markt zullen aanbieders ook op publieke percepties (met name percepties van potentiële klanten) leren inspelen, met grote gevolgen voor de wijze waarop overheden invulling kunnen geven aan duurzaam energiebeleid. Het is van groot belang dat overheden en publiek zich van deze sociale risico’s bewust zijn, en deze risico’s bewust meenemen bij het maken van evenwichtige keuzes ten aanzien van het uitzetten van ontwikkelingspaden voor een toekomstige energievoorziening.

Actoren en doelstellingen Een andere manier van het beschouwen van de risico’s van verschillende energiebronnen is de zogenaamde actorenbenadering. Dit houdt in dat een analyse wordt gemaakt van het feit dat verschillende ‘stakeholders’ verschillende belangen hebben bij het nemen van bepaalde risico’s. Zo is de overheid typisch een instantie, of actor, die meer risico’s op de lange termijn zou moeten beschouwen. Zowel burgers als bedrijven daarentegen zijn meer gebaat bij het mitigeren van meer korte termijn risico’s. De lange termijn risico’s die verbonden zijn aan bijvoorbeeld kernafval of de ontwikkeling van duurzame energietechnologie zouden door de overheid kunnen worden gedragen, terwijl investeringsrisico’s meer voor rekening zouden moeten komen van het bedrijfsleven. De risico’s van alle energiebronnen, fossiel, duurzaam en kernenergie, kunnen zo in meer of mindere mate in de sfeer worden getrokken van één of meerdere actoren. De overheid heeft in het kader van haar energiebeleid doelstellingen geformuleerd. Deze doelstellingen hebben onder meer betrekking op het reduceren van broeikasgasemissies, vergroten van het gebruik van duurzame energie en het realiseren van energiebesparing. Over doestellingen met betrekking tot broeikasgasemissies en duurzame energie zijn Europese afspraken gemaakt. Ook energiebedrijven streven doelen na. Vóór de liberalisering waren dit gezamenlijke doelstellingen, bijvoorbeeld met betrekking tot de te realiseren productiecapaciteit of beperking van milieueffecten (zoals geformuleerd in het Milieu Actie Plan). In een geliberaliseerde energiemarkt heeft elk energiebedrijf zijn eigen (strategische) doelstellingen die soms, maar veelal ook niet, openbaar worden gemaakt.

16

ECN-C--02-055

In de na te streven belangen of doelstellingen beïnvloeden actoren elkaar. De ene actor probeert invloed uit te oefenen op beslissingen van een andere actor. Overheden beïnvloeden bijvoorbeeld bedrijven via regelgeving (vergunningen) en afspraken (convenanten), en burgers via belastingprikkels (regulerende energiebelasting). Bedrijven beïnvloeden de overheid bijvoorbeeld via hun bedrijfsverenigingen. Burgers beïnvloeden bedrijven en overheden, met name in een vrije transparante markt, via bijvoorbeeld consumptiekeuzes, als ook via bijvoorbeeld consumentenverenigingen en milieuorganisaties. Bij het realiseren van eigen doelstellingen kunnen actoren in meer of mindere mate rekening houden met belangen van andere actoren, ook als zij daartoe niet expliciet toe worden gedwongen. In het Nederlandse ‘poldermodel’ is de interactie tussen actoren bij het realiseren van doelstellingen sterk ontwikkeld. Zodanig zelfs dat actoren soms van rol verwisselen, waardoor het lijkt dat bedrijven uit eigen beweging helpen doelstellingen van de overheid te realiseren of opkomen voor belangen van burgers.

ECN-C--02-055

17

3.

EXPLOITATIEVERLENGING KERNCENTRALE BORSSELE

3.1

Inleiding

In dit hoofdstuk wordt uitgebreid ingegaan op de eerste in dit rapport te behandelen concrete optie van elektriciteitsproductie, het verlengen van de exploitatie van de kerncentrale Borssele (KCB) van 2004 tot en met 2013. In Paragraaf 3.2 komen, middels een behandeling van de technologische aspecten van een dergelijke verlenging, de twee alternatieve ‘back-end’ mogelijkheden aan bod: opwerking en directe opslag van gebruikte splijtstofelementen. Paragaaf 3.3 behandelt de kostenaspecten van deze beide alternatieven, die in deze bedrijfseconomische studie centraal staan. In Paragraaf 3.4 worden de belangrijkste bestuurlijke aspecten, bijvoorbeeld in termen van de te verwachten vereiste vergunningen, van beide opties onder de loep genomen. Paragraaf 3.5 gaat ten slotte in op een aantal van de externe milieueffecten en veiligheidsrisico’s die door investeerders en overheid meegenomen dienen te worden in hun beschouwing om tot een evenwichtige keuze te kunnen komen aangaande een eventuele verlenging van exploitatie van de KCB en de dan te prefereren back-end van de brandstofcyclus.

3.2

Technologische aspecten

Brandstof Het uranium dat in een kerncentrale als brandstof wordt gebruikt bevindt zich in splijtstofstaven. De KCB beschikt over 121 splijtstofelementen die elk 205 splijtstofstaven bevatten (EPZ, 2001a). De productie van de splijtstofstaven en alle activiteiten die daaraan voorafgaand plaatsvinden (winning en concentratie van uraniumerts, en conversie en verrijking van het aldus verkregen uranium) worden ook wel de ‘front-end’ van de splijtstofcyclus genoemd. Jaarlijks wordt een kwart van de splijtstofelementen die zich in de kernreactor bevinden vervangen. Een splijtstofelement bevat ongeveer 317 kg uranium. Gebruikte splijtstofelementen uit de KCB worden thans opgewerkt door COGEMA in Frankrijk. Het plutonium dat daarbij vrijkomt kan in principe opnieuw gebruikt worden in splijtstofelementen (zogenaamde MOX brandstof). Oorspronkelijk is in Nederland voor deze opwerkcyclus gekozen vanwege mogelijke voordelen ten opzichte van de open brandstofcyclus. Daarbij werd ervan uitgegaan dat MOX als brandstof aantrekkelijker is in vergelijking tot dat van splijtstofelementen volledig en direct geproduceerd uit gemijnd natuurlijk uranium, uit oogpunt van bijvoorbeeld grondstofbesparing, afvalverwerking, en het deels overbodig worden van conversie- en verrijkingsprocessen. Momenteel bestaat er echter onduidelijkheid over de toekomst van het door de KCB geproduceerd plutonium. Hierbij spelen de overschotten aan plutonium wereldwijd een rol (met als gevolg een geringe of mogelijk negatieve waarde) als ook aanzienlijke proliferatierisico’s (zie ook Paragraaf 3.5). Los van de plutonium controverse in het algemeen, wordt thans door een meerderheid van specialisten de opwerkcyclus als economisch minder aantrekkelijk gekenmerkt dan de open brandstofcyclus. Eventueel gebruik van MOX in de KCB zou bovendien extra reactor veiligheidsmaatregelen vereisen3.

3

EPZ heeft onlangs laten weten af te zien van het gebruik van MOX in de KCB (Nuclear Fuel, 2002). Wanneer de KCB tot 2013 in bedrijf blijft, is het gebruik van MOX minder aantrekkelijk dan uranium brandstofelementen. Er zijn bij gebruik van MOX namelijk verhoogde kosten aan het einde van de exploitatieperiode in verband met de vereiste langere ‘cooldown’. Bovendien dient voor het gebruik van MOX nog een vergunning te worden verkregen.

18

ECN-C--02-055

Gebruikt splijtstof Het contract van de KCB met COGEMA voor opwerking van gebruikte splijtstofstaven loopt eind 2003 af (contract III). Voor de afvoer en opberging van gebruikte splijtstofelementen, de ‘back-end’ van de splijstofcyclus, staan na 2003 in principe twee routes open (Dodd et al., 1997): 1. Voortzetting van opwerking De splijtstofelementen worden dan na een afkoelperiode in het opslagbassin van de KCB verpakt in speciale transportcontainers en vervoerd naar de opwerkingsfabriek (voor de hand ligt dat opwerken in de toekomst ook weer bij COGEMA gebeurt). In de opwerkingsfabriek wordt in de splijtstofelementen aanwezig uranium en plutonium afgescheiden. Om het resterende afval voor opslag geschikt te maken wordt het verglaasd. Verglaasd afval wordt in het algemeen teruggestuurd naar het land van herkomst, in dit geval Nederland. In Nederland zal binnenkort bij COVRA een speciaal gebouw, het HABOG, gereed zijn, waarin dit hoogradioactieve afval gedurende zo’n 100 jaar kan worden opgeborgen. Uiteindelijk zal het radioactieve afval moeten worden getransporteerd naar een definitieve eindberging. Over mogelijke opties voor de eindberging van verglaasd hoogradioactief afval en eventueel overbodig plutonium is in Nederland, net als elders in de wereld, nog geen beslissing genomen. De verantwoordelijkheid en het risico voor deze eindopberging liggen bij COVRA en daarmee geheel bij de Nederlandse overheid, omdat COVRA een staatsbedrijf is. 2. Directe opslag zonder opwerking Gebruikte brandstof wordt hierbij direct opgeslagen, zonder eerst het uranium en plutonium af te scheiden. In het ontwerp van het huidige HABOG is geen rekening gehouden met de directe opslag van splijtstofelementen met afmetingen van die van de KCB. Splijtstofelementen moeten bovendien eerst worden geconditioneerd, voordat ze opgeslagen kunnen worden. Een conditioneringinstallatie is thans nog nergens beschikbaar. Mogelijk dat dergelijke installaties in Duitsland of Zweden gerealiseerd gaan worden (Konings et al., 1999). Splijtstofelementen uit Nederland zouden in principe in deze installaties kunnen worden geconditioneerd. De bouw van een conditioneringinstallatie in Nederland is, voor het beperkte aantal splijtstofelementen van de KCB, economisch niet verantwoord. Dit blijkt onder meer uit een indicatief cijfer dat hierover in eerder onderzoek is vermeld (Dodd et al., 1997) (zie ook Paragraaf 2.3 en 5.3 in deze studie). Deze variant zal in deze studie daarom niet apart worden beschouwd. Wanneer de splijtstofelementen in het buitenland worden geconditioneerd zullen zij, in afwachting van het gereedkomen van deze conditioneringsfaciliteit, wel tijdelijk moeten worden opgeslagen. Hiervoor is een aparte opslagvoorziening nodig die bij COVRA zou kunnen worden gerealiseerd (HABOG-2). De geconditioneerde splijtstofelementen zullen daarna, in afwachting van de definitieve eindberging, ook in deze nieuw te realiseren opslagvoorziening worden opgeborgen.

HABOG Het HABOG is bedoeld voor de ‘tijdelijke’ opslag van hoog radioactief afval voor zo’n 100 jaar. De overheid verwacht dat in de 21e eeuw kennis en ervaring zal worden opgedaan met betrekking tot de definitieve eindberging van hoog radioactief afval (bijvoorbeeld diep ondergronds). Het HABOG, dat nu in aanbouw is en in 2003 in gebruik zal worden genomen, wordt ingericht voor de opslag van hoog radioactief afval zoals deze uit een opwerkingsfabriek vrijkomt. Opgebrande splijtstofelementen kunnen niet zonder meer in het HABOG worden opgeslagen. De capaciteit van het HABOG bedraagt 110 m3 hoog radioactief afval, equivalent aan een capaciteit voor circa 350 ton splijtstof (EZ, 1996). Het HABOG is bedoeld voor hoog radioactief afval dat vrijkomt, respectievelijk is gekomen bij de kerncentrales Borssele en Dodewaard en enkele onderzoeksreactoren (onder meer die bij Petten). De bijdrage in de kosten van de verschillende kerncentrales en onderzoeksreactoren zal evenredig zijn aan de hoeveelheid hoog radioactief afval die zij aanleveren. De kerncentrale Dodewaard is in 1997 uit bedrijf genomen. De hoeveelheid opgebrande splijtstof, die in Engeland is opgewerkt, bedraagt ca. 56 ton. Wanneer de KCB eind 2003 uit bedrijf wordt genomen zal ca. 153 ton opgebrand splijtstof zijn vrijgekoECN-C--02-055

19

men. Mocht de bedrijfsvoering van de KCB daarna niet worden voortgezet dan zullen de kosten van het HABOG daarmee voor ca. 73% voor rekening komen van de KCB (de relatief geringe hoeveelheid hoog radioactief afval van de onderzoeksreactoren buiten beschouwing gelaten). Wanneer de KCB niet eind 2003, maar pas eind 2013 uit bedrijf wordt genomen, heeft dit als gevolg dat er een extra hoeveelheid hoog radioactief afval in het HABOG moet worden opgeslagen equivalent aan een productieperiode van 10 jaar. Dit is gelijk aan ongeveer 95 ton splijtstof. De restcapaciteit van het HABOG bedraagt in 2003 141 ton splijtstof (350-56-153) en is dus voldoende groot. Doordat het HABOG bij een verlengde exploitatie meer hoog radioactief afval van de KCB ontvangt, zal er een verschuiving optreden in de verdeling van de kosten. De KCB zal dan verantwoordelijk zijn voor ca. 82% van de kosten van het HABOG.

3.3

Kostenaspecten

Voor de inschatting van de kosten van de KCB is gebruik gemaakt van eerder door ECN/NRG uitgevoerd onderzoek naar de verwerking en opberging van gebruikte splijtstofelementen (Dodd et al., 1997; Konings et al., 1999). De kosteninformatie in het ECN/NRG onderzoek is ontleend aan openbare bronnen of zijn gebaseerd op schattingen waarvoor informatie en aannames zijn gehanteerd die eveneens afkomstig zijn uit de openbare literatuur. Informatie over het niveau van de huidige brandstofkosten en kosten voor beheer en onderhoud zijn verstrekt door EPZ (EPZ, 2001b). Alle bedragen die hierna worden genoemd zijn uitgedrukt in guldens of euro’s in het jaar 2001. Bij de kostenraming wordt onderscheid gemaakt tussen de twee opties voor verwerking en opberging van gebruikte splijtstofelementen: opwerking en directe opslag van splijtstofstaven (zie Paragraaf. 3.1). In verband met onzekerheden in de kosten wordt zowel een hoge als lage kosteninschatting gehanteerd. Het verschil tussen kosteninschattingen van eerdere datum (o.m. in het rapport van ECN uit 1997) en die in 2001 wordt ook geacht door deze onzekerheidsmarge te worden gedekt.

Brandstofkosten De brandstofkosten van de KCB, waarin opgenomen de kosten voor opwerking en eindberging van hoog radioactief afval, zijn jaarlijks ongeveer 70 miljoen gulden. Hiervan zijn circa 28 miljoen gulden ‘front-end’ kosten (EPZ, 2001b). Dit laatste bedrag kan als een bovengrens gezien worden, aangezien er technische en economische manieren bestaan om front-end kosten te verlagen, met bijvoorbeeld zo’n 15% (Konings et al., 1999). Voor de ‘hoge’ front-end kostenraming in de berekeningen van deze studie wordt daarom uitgegaan van een som van 28 miljoen gulden, en voor de ‘lage’ raming van een som van 24 miljoen gulden. De front-end kosten worden dus verwacht te kunnen variëren binnen een bandbreedte van 4 miljoen gulden.

‘Back-end’ kosten in geval van opwerking De huidige jaarlijkse kosten voor de afvoer, opwerking en berging van hoogradioactief afval in het HABOG, de zgn. ‘back-end’ kosten, bedragen ca. 42 miljoen gulden. Deze kosten zijn gebaseerd op de aanname dat de KCB tot 2003 in bedrijf blijft en er hoog radioactief afval van het opwerkingsproces in het HABOG moet worden opgeborgen. Kosten die door de overheid worden gemaakt (o.m. gerelateerd aan de beveiliging van transporten) zijn hierin niet opgenomen. De kosten van opwerking worden geschat op 2.420 gulden/kgU (rekening houdend met de waarde van herbruikbaar splijtstof) (Dodd et al., 1997). Bij jaarlijkse vervanging van een kwart van de brandstofelementen dient ongeveer 9.500 kgU per jaar te worden opgewerkt. De opwerkingskosten komen daarmee op ongeveer 23 miljoen gulden per jaar. Omdat voor de periode na 2003 een nieuw contract moet worden afgesloten, wordt in deze studie uitgegaan van opwerkingskosten die liggen tussen 20 en 25 miljoen gulden per jaar. De kosten voor transport naar de opwerkingsinstallatie worden geschat op ca. 125 gulden/kgU (Dodd et. al., 1997), waardoor de jaarlijkse kosten voor transport op ruim 1 miljoen gulden komen.

20

ECN-C--02-055

Aftrek van de geschatte kosten voor transport en opwerking van de totale ‘back-end’ kosten levert een kostenindicatie voor opslag van het hoog radioactieve afval in het HABOG en reservering voor eindopslag van ongeveer 18 miljoen gulden per jaar. Dit bedrag wordt betaald aan COVRA en is gebaseerd op een bedrijfsvoering van de KCB tot eind 2003 (EPZ, 2001b). Bij de oorspronkelijke verdeling van de investeringskosten van COVRA naar rato van de hoeveelheid afval afkomstig van de kerncentrales Borssele, Dodewaard en de onderzoeksreactoren is uitgegaan van een exploitatie van de kerncentrale Borssele tot 2013. Deze verdeling is niet gewijzigd naar aanleiding van het besluit van de overheid de kerncentrale Borssele eerder te sluiten (Versteegh, 2001). Bij een verlengde exploitatie van de kerncentrale Borssele zal de bijdrage van EPZ in de investeringskosten van het HABOG dus niet gewijzigd behoeven te worden. Wel zullen de exploitatiekosten van het HABOG toenemen door een verlenging van de zogenaamde actieve periode. De exploitatie van het HABOG bedraagt enkele miljoenen guldens per jaar (Dodd et al., 1997). In deze studie wordt ervan uitgegaan dat in de periode 2004-2013 de jaarlijkse kosten voor de opslag van hoog radioactief afval liggen binnen een bandbreedte van 3 en 4 miljoen gulden. De kosten van een eindbergingsfaciliteit, waarvan de kosten geschat worden op 500 miljoen gulden tot ca. 2 miljard gulden, maar pas te realiseren aan het begin van de 22e eeuw, zal ook relatief meer door de KCB moeten worden gedragen. Door de termijn van 100 jaar zijn de huidige netto contante kosten voor de eindopbergingfaciliteit relatief gering (ca. 40 miljoen gulden in 2001 bij een rentepercentage van 4%) (Dodd et al., 1997). Verondersteld is dat de huidige kosten voor de eindbergingsfaciliteit, en de eventuele onzekerheden hierop, zijn verdisconteerd in het tarief dat aan COVRA wordt betaald voor het HABOG. De verantwoordelijkheid voor de eindberging berust bij COVRA zodra het radioactieve afval is overgedragen. Aangezien COVRA een staatsbedrijf is, berust de verantwoordelijkheid voor de eindberging bij de overheid.

‘Back end’ kosten in geval van geen opwerking Wanneer na 2003 de opgebrande splijtstofstaven niet langer worden opgewerkt, zullen er door de KCB extra kosten gemaakt moeten worden voor: • Tijdelijke opslag van splijtstofelementen voorafgaand aan conditionering. Direct na 2004 is nog geen faciliteit beschikbaar waarin opgebrande splijtstofelementen kunnen worden geconditioneerd. In afwachting van het conditioneren zal naast het HABOG (HABOG-1) een aparte tijdelijke opslagvoorziening moeten worden gerealiseerd. Er wordt in deze studie vanuit gegaan dat deze tijdelijke opslagvoorziening (HABOG-2) ook dienst zal doen als uiteindelijke opslagruimte van de splijtstofstaven na conditionering. De kosten van een dergelijke opslagruimte zijn in de studie van ECN van 1997 geschat op 200 miljoen gulden. In deze studie wordt ervan uitgegaan dat de kosten zullen liggen binnen een bandbreedte van 140 tot 260 miljoen gulden. In afwachting van het gereed zijn van de tijdelijke opslag voor splijtstofelementen zullen deze in het bassin van de KCB geplaatst worden. Om hiervoor voldoende ruimte te creëren is een uitbreiding van de bassin capaciteit nodig verondersteld, waarvoor een investering benodigd is die door ECN in 1997 zijn geraamd op 10 miljoen gulden (Dodd et al., 1997). In deze studie wordt uitgegaan van een investering die ligt tussen de 7 en 13 miljoen gulden. • Transport van splijtstofstaven naar de conditioneringsfaciliteit in het buitenland. Deze kosten zijn vergelijkbaar met de transporten voor opwerking naar COGEMA en worden geraamd op 125 gulden/kgU. De jaarlijkse kosten zijn daarmee circa 1 miljoen gulden. • Conditionering, d.w.z. geschikt maken van splijtstofstaven voor opslag in een nieuw te bouwen voorziening bij COVRA. Op basis van een Duitse studie worden de kosten voor conditionering geraamd op circa 1000 gulden/kgU. De onzekerheid in deze kostenschatting is echter relatief groot. Enerzijds wordt dit veroorzaakt doordat waarschijnlijk niet alle kosten hierin zijn meegenomen, anderzijds kunnen de kosten als gevolg van technologische ontwikkelingen lager uitvallen (Dodd et al., 1997). In deze studie veronderstellen wij een bandbreedte van 900 gulden/kgU tot 1300 gulden/kgU. De kosten voor een conditioneringinstallatie in Nederland zijn door ECN in 1997 geraamd op 500 miljoen gulden (Dodd et al., 1997). ECN-C--02-055

21

Kosten voor beheer en onderhoud De jaarlijkse kosten voor beheer en onderhoud van de KCB zullen bij een verlengde exploitatie tot 2013 niet significant veranderen. De huidige jaarlijkse kosten voor beheer en onderhoud, inclusief de kosten voor het verwerken van laag en middel radioactief afval (3 tot 4 miljoen gulden/jaar), bedragen 90 miljoen gulden (EPZ, 2001b). Er wordt van uitgegaan dat in de komende jaren de kosten van beheer en onderhoud binnen een bandbreedte van 80 tot 100 miljoen gulden per jaar vallen.

Ontmanteling van de KCB De kosten die op termijn gemaakt moeten worden voor ontmanteling van de KCB nemen niet significant toe door een verlenging van de exploitatieperiode. Het fonds waaruit de ontmantelingskosten moeten worden betaald bedraagt thans ongeveer 250 miljoen gulden. Door een jaarlijkse dotatie en rente zal dit fonds met ongeveer 40 miljoen per jaar toenemen. Vanaf 2004 zal de jaarlijkse dotatie worden teruggebracht tot 15 miljoen per jaar (EPZ, 2001b).

Kapitaalslasten en investeringen Verondersteld wordt dat de oorspronkelijke investering voor de bouw van de KCB geheel zijn afgeschreven. In 1997 is een ‘backfitting’ programma bij de KCB afgerond. Deze ‘backfitting’ hield verband met het verbeteren van de technische veiligheid van de kerncentrale. De investeringen die hiermee gemoeid waren bedroegen ca. 500 miljoen gulden, waarbij er door de exploitant aanvankelijk van werd uitgegaan dat de centrale in ieder geval tot 2007 in bedrijf zou blijven4. Bij een lineaire afschrijving van 10 jaar is de boekwaarde van de KCB ultimo 2003 150 miljoen gulden. De Nederlandse overheid heeft toegezegd, in geval van sluiting van de KCB eind 2003, 70 miljoen te betalen als vergoeding van de extra kapitaalslasten in de periode 19972003. Bij een verlengde exploitatie zal deze vergoeding niet worden verkregen. In deze studie, waarin geen cashflow analyse wordt gemaakt, zal worden uitgegaan van een restwaarde van de KCB van 150 miljoen gulden in 2003. In deze studie wordt er van uitgegaan dat veiligheidseisen niet verder worden aangescherpt. Vervanging van veiligheid-gerelateerde componenten in de periode tot 2013 zijn dan niet nodig. Wel zal een aantal niet-veiligheid-gerelateerde voorzieningen moeten worden vervangen. De omvang van deze investering wordt geraamd op 30 miljoen gulden (EPZ, 2001b).

Samenvatting In Tabel 3.1 staat een overzicht van de jaarlijkse kosten, investeringskosten en restwaarde van de KCB, zoals deze in deze studie zijn gebruikt. Voor de volledigheid worden de kosten zowel in guldens als in euro’s weergegeven.

4

In november 1994 werd door de Tweede Kamer een motie aangenomen om de kerncentrale Borssele niet langer dan tot en met 2003 in bedrijf te houden. Het ministerie van Economische Zaken besloot de modernisering van de centrale toch door te laten gaan. Het zou de exploitant, om de rentabiliteit niet in gevaar te brengen, tegemoet komen met een bedrag van 70 miljoen gulden.

22

ECN-C--02-055

Tabel 3.1 Kosteninschatting (hoog en laag) bij verlengde exploitatie van de KCB bij twee varianten voor verwerking van gebruikte splijtstofelementen Jaarlijkse kosten Brandstofkosten ‘front-end’

Opwerking Laag Hoog [mln ƒ] [mln €] [mln ƒ] [mln €] 24 10,9 28 12,7

‘Back-end’ kosten - transport - opwerking - conditionering - opslag HABOG-1 Onderhoud en beheer Reservering ontmanteling Investeringen Uitbreiding opslag bassin Tijdelijke opslagvoorziening (HABOG-2) Vervanging niet-veiligheidstechnische componenten

1 20 3 80 15

30

0,45 9,1 1,4 36,3 6,8

13,6

1 25 4 100 15

30

0,45 11,3

Directe Opslag Laag Hoog [mln ƒ] [mln €] [mln ƒ] [mln €] 24

10,9

28

12,7

1

0,45

1

0,45

9*

4,1*

15*

6,8*

1,8 45,4 6,8

80 15

36,3 6,8

100 15

45,4 6,8

13,6

7 140 30

3,2 63,5 13,6

13 260 30

5,9 118,0 13,6

Restwaarde KCB ultimo 2003 150 68,1 150 68,1 150 68,1 150 68,1 Alternatief hiervoor is een conditioneringsinstallatie in Nederland met een investering van 500 miljoen gulden (227 miljoen €).

*

3.4

Bestuurlijke aspecten

Het huidige beleid van de overheid is gericht op sluiting van de KCB in 2003. Wanneer thans onvoldoende bestuurlijke of juridische mogelijkheden aanwezig zijn om de exploitant hiertoe te bewegen, kan de exploitant, bij voortzetting van de exploitatie na 2003, opnieuw te maken krijgen met bestuurlijke procedures waarbij de overheid goedkeuring dient te verlenen. Dergelijke bestuurlijke procedures kunnen met name betrekking hebben op de afvoer van splijtstofelementen. In principe bestaat de mogelijkheid dat de overheid deze goedkeuring onthoudt op basis van eerdere argumenten die bij de voorgenomen sluiting in 2003 een rol hebben gespeeld. Voor beide splijtstofroutes geldt dat de wijze waarop bestuurlijke procedures verlopen sterk bepalend zijn voor het naar behoren functioneren van de KCB, en daarmee voor de te verwachten bedrijfseconomische kosten en de aantrekkelijkheid van het openhouden van de KCB. In deze studie wordt er van uitgegaan dat, indien een verlenging van de exploitatie van de KCB plaats zal vinden, de overheid hieraan in principe zal meewerken. Gezien de lagere kosten van de optie van opwerken zal EPZ naar verwachting aan deze optie de voorkeur geven. Wanneer er inderdaad voor deze optie gekozen gaat worden, zal er een nieuw opwerkingscontract gesloten moeten worden. Het huidige opwerkingscontract, nummer III, loopt slechts tot en met 2003, zodat het opwerken voor de resterende 10 jaar gedekt zal moeten worden door een nieuw contract, hieronder verder aangeduid met nummer IV. Voor de hand ligt dat dit contract gesloten zal worden met COGEMA, het Franse opwerkbedrijf waarmee de voorgaande contracten gesloten zijn. De Nederlandse overheid zal echter haar toestemming moeten geven voor het sluiten van een dergelijk nieuw opwerkingscontract. Zij zal hierbij rekening houden met zowel datgene wat hierover internationaal gangbaar is en is afgesproken5, als wat de mening hierover is van de Tweede Kamer en daarmee de Nederlandse bevolking. Wat betreft het eerste punt moet gezegd worden dat opwerken in een aantal landen controversieel is, maar dat het internationaal gezien tot de toegepaste mogelijkheden behoort voor het verwerken van gebruikt splijtingsmateriaal. Wat betreft het tweede punt moet er echter rekening mee worden gehouden dat de Tweede Kamer zich in het verleden negatief heeft uitgesproken over de opwerkoptie, onder andere op grond van de naar het oordeel van de Tweede Kamer relatief hoge 5

In 2000 is door de Nederlandse regering, in het kader van het OSPAR-verdrag voor de bescherming van het zeemilieu in het noordoostelijk deel van de Atlantische oceaan, ingestemd met internationale afspraken ten aanzien van substantiële reducties en het voorkomen van onder meer lozingen van radioactieve stoffen vanuit opwerkingsinstallaties.

ECN-C--02-055

23

proliferatiegevaren van deze optie. Er is in het verleden evenwel nooit besloten tot het openbreken van bestaande opwerkingscontracten, aangezien dit te hoge kosten met zich mee zou brengen. In het licht van bovenstaande moet er serieus rekening mee worden gehouden dat voor het afsluiten van een nieuw opwerkingscontract de Nederlands overheid geen toestemming verleent, ook al is de opwerkoptie ook nu nog in economisch opzicht de meest aantrekkelijke. In bestuurlijk opzicht lijkt de andere optie, die van het direct opslaan van gebruikte brandstof, minder problemen op te leveren, en lijkt daarmee een voor de hand liggend alternatief te vormen. Ook hier kunnen zich echter problemen voordoen. Voor deze splijtstofroute kan het nu in aanbouw zijnde HABOG (HABOG-1) waarschijnlijk niet, of eventueel slechts voor een deel, gebruikt worden voor de voorlopige opslag van geconditioneerde splijtstofstaven. Een nieuwe HABOG (HABOG-2) zal hiervoor gebouwd moeten worden. Hoewel de aard van het HABOG2 ongeveer gelijk is aan die van het HABOG-1, en ook de opslagcapaciteit in principe voldoende zou kunnen blijken te zijn, is de wijze van opslag daarin significant anders. In deze studie is aangenomen dat een geheel nieuw opslaggebouw geconstrueerd zal moeten worden als gekozen wordt voor de route van directe opslag. Voor het bouwen van een dergelijk HABOG-2 zal een vergunning verleend moeten worden door de Nederlandse overheid. Het verlenen van een dergelijke vergunning is geen routinezaak. Tegenstand van bepaalde maatschappelijke groeperingen op diverse gronden is waarschijnlijk. In het geval de KCB wordt opengehouden tot 2013, is het onduidelijk welke optie in de publieke opinie en bij de politieke besluitvorming de voorkeur zou krijgen. Indien de Nederlandse regering ten aanzien van opwerken een negatief standpunt aanneemt, ligt het bouwen van een HABOG-2, in aanvulling op het reeds bestaande HABOG-1, voor de hand. Het voor een deel obsoleet worden van het HABOG-1 in het geval van direct opslaan (die namelijk wel tot en met 2013 opgewerkte brandstof zal kunnen herbergen) en het verwachte relatief lange tijdstraject benodigd voor vergunningsprocedures en realisatie van een HABOG-2 kunnen argumenten zijn om toch voor het continueren van opwerken te kiezen. Overigens bestaan er in beide gevallen sociale risico’s bij het transporteren van radioactief afval: in het geval van opwerken waarschijnlijk naar Frankrijk, en in het geval van direct conditioneren bijvoorbeeld naar Duitsland. Conditioneren in Nederland zou de sociale risico’s van transport wegnemen. Deze optie is echter economisch onaantrekkelijk, aangezien de hieraan verbonden noodzakelijke investeringen groot zijn (zie Paragraaf 3.2). Het bouwen van een conditioneringsfaciliteit in Nederland zou het toestaan van conditioneren van buitenlands kernafval in Nederland met zich mee kunnen brengen. Al geruime tijd vindt er een maatschappelijke discussie plaats over de kosten van politiebeveiliging en het in rekening brengen van deze kosten bij de veroorzaker (o.m. ten aanzien van sportevenementen en andere manifestaties). Vergelijkbare argumenten zouden ook kunnen gelden voor politiebeveiliging van transporten van radioactief afval. De overheid zou kunnen besluiten deze kosten te verhalen bij de exploitant van de KCB. De protestacties tegen kerntransporten lijken nu echter al vaak mede tot doel te hebben de inzet van politiebeveiliging te vergroten. Vanwege het mogelijk escalerende effect kan dit voor de overheid een argument zijn om juist af te zien van het verhalen van dergelijke kosten bij de exploitant van de KCB. 3.5

Milieueffecten en veiligheidsrisico’s

Milieueffecten en veiligheidsrisico’s zijn voor de KCB niet fundamenteel anders dan voor andere westerse kerncentrales of kernenergie in het algemeen. Bij een verlengde exploitatie van de KCB dient de exploitant te voldoen aan de vigerende norm- en regelgeving. In deze studie wordt ervan uitgegaan dat geen aanscherping van de milieu- en veiligheidseisen zal plaatsvinden en dat geen additionele investeringen nodig zijn die daarmee samenhangen (zie Paragraaf 3.3).

24

ECN-C--02-055

De milieueffecten zijn met name gerelateerd aan radioactieve emissies en kernafval. Radioactieve emissies zijn aanwezig in verschillende processtappen (bijvoorbeeld: brandstofproductie, bedrijfsvoering van de reactor en transport, verwerking en berging van radioactief afval) en stadia waarin installaties zich bevinden (bijvoorbeeld: in bedrijf of ontmanteling). Onder normale omstandigheden, dat wil zeggen wanneer voldaan wordt aan internationale normen, is de radioactieve straling relatief laag in vergelijking tot niveaus van natuurlijke radioactiviteit, maar zij is wel additioneel. In wetenschappelijke kringen wordt er nu vanuit gegaan (deels uit voorzorg) dat ook lage doses radioactieve straling in organismen kunnen leiden tot celmutatie (volgens de zogenaamde linear no-threshold theory, LNT). Radioactieve doses waaraan personeel van kerncentrales (KCB), opwerkings- of conditioneringinstallaties en opbergfaciliteiten (COVRA, HABOG) wordt blootgesteld, liggen hoger dan die waaraan het publiek wordt blootgesteld in de omgeving van deze installaties, al blijken er wat dit laatste betreft verschillen te bestaan tussen bijvoorbeeld een kerncentrale en een opwerkingsinstallatie. Bij opwerkingsinstallaties in Frankrijk en Engeland is sprake van het vrijkomen van radioactieve emissies naar de lucht en in de zee die relatief hoog zijn ten opzichte van die van kerncentrales. Een tweede milieueffect betreft het kernafval. Kernafval blijft tienduizenden jaren lang radioactieve straling emitteren. Hoewel de wetenschap en techniek vooruitgang boeken, is er momenteel geen geaccepteerde oplossing voor de eindberging van kernafval beschikbaar. Veiligheidsrisico’s zijn gerelateerd aan het vrijkomen van radioactieve straling in geval van ongecontroleerde procesomstandigheden, en ook aan proliferatiegevaren en terroristische acties. Door stringente veiligheidsmaatregelen is de kans op het ongecontroleerd vrijkomen van radioactieve straling (bijvoorbeeld in het geval van een reactorongeval) bijzonder klein, maar niet afwezig. Afhankelijk van de aard en omvang van een reactorongeluk kunnen de gevolgen van het ongecontroleerd vrijkomen van radioactieve straling voor mens en milieu in en buiten de installatie een enorme omvang aannemen, zoals het Tsjernobyl-ongeluk heeft gedemonstreerd. Proliferatiegevaren van kernenergie zijn wereldwijd reëel en vormen een risico voor internationale veiligheid, vooral daar waar voorschriften en een ontwikkelde veiligheidscultuur ontbreken. Ook terroristische acties met betrekking tot kerncentrales moeten, in het bijzonder sinds de gebeurtenissen van 11 september 2001, gezien worden als serieuze potentiële gevaren. Prolifiratiegevaren bestaan met name ten aanzien van het plutonium dat bij de opwerkingsroute ontstaat, aangezien dit materiaal, eenmaal gescheiden voor de rest van de gebruikte brandstof, geschikt is voor het gebruik in atoombommen. Voor het grootste deel van het plutonium dat is ontstaan uit het radioactieve afval van de KCB is nog geen bestemming gevonden. EPZ denkt het plutonium te zijner tijd te kunnen verkopen (Nucleair Fuel, 2002). Milieueffecten en veiligheidsrisico’s zijn geen onafhankelijke grootheden. Met name bij kernenergie is goed waarneembaar dat het verkleinen van deze risico’s gevolgen heeft voor economische en sociale risico’s (zie ook Hoofdstuk 2). Zo zal de beperking van milieueffecten en veiligheidsrisico’s in het algemeen de economische risico’s vergroten en de sociale risico’s verkleinen. Bij een verlengde exploitatie van de KCB tot 2013 dient er rekening mee te worden gehouden dat milieu-effecten en veiligheidsrisico’s die samenhangen met de exploitatie en het transport van afval worden gecontinueerd gedurende een tiental extra jaren. Een eerdere sluiting van de KCB houdt echter niet in dat milieueffecten en veiligheidsrisico’s onmiddellijk zullen verdwijnen, aangezien deze risico’s bijvoorbeeld ook aanwezig zijn bij het opbergen van afval en tijdens de ontmanteling van de kerncentrale. Een ander belangrijk verschil met eerdere sluiting is dat bij een verlengde exploitatie de hoeveelheid te verwerken en op te bergen radioactief afval toeneemt. Ten aanzien van de veiligheidsrisico’s van de KCB dient opgemerkt te worden dat in 1993 de exploitant van de KCB besloten heeft om tot een zogenaamd ‘backfitting’ programma over te

ECN-C--02-055

25

gaan. In dit programma werden de veiligheidsaspecten van de KCB grondig herzien, en technische aanpassingen uitgevoerd, die het veilig gebruik ervan voor een nieuwe periode van 10 tot 20 jaar mogelijk maakte (Droog et al., 1994). Er wordt in deze studie vanuit gegaan dat de huidige inzichten ten aanzien van (het beperken van) veiligheidsrisico’s de komende jaren onveranderd blijven en er geen nieuwe technische aanpassingen vereist zullen zijn voor een exploitatieverlenging van de KCB en veilig gebruik ervan tot aan 2013.

26

ECN-C--02-055

4.

OFFSHORE WINDENERGIE

4.1

Inleiding

In dit hoofdstuk worden verschillende aspecten bekeken die van belang zijn bij de beoordeling van de exploitatie van een 500 MW offshore windpark in de Noordzee voor de Nederlandse kust. Verondersteld wordt dat het windpark zich bevindt in één van de voorkeursgebieden die de overheid voor offshore windparken heeft aangewezen (VROM, 2001) en wordt aangesloten op het Nederlandse hoogspanningsnetwerk. In Paragraaf 4.2 worden een aantal technologische aspecten besproken. In Paragraaf 4.3 komen de kostenaspecten aan de orde. Bestuurlijke aspecten worden besproken in Paragraaf 4.4 en in Paragraaf 4.5 wordt ingegaan op milieu-effecten en veiligheidsrisico’s.

4.2

Technologische aspecten

De ervaring met offshore windenergie is nog beperkt. In Denemarken, Zweden en het Verenigd Koninkrijk zijn al wel offshore windparken operationeel. Over het algemeen zijn dit parken gebouwd in ondiep water (minder dan 10 meter diepte) en relatief dicht bij de kust. In de verschillende Noordzeelanden bestaan plannen om windparken op de Noordzee te bouwen die verder uit de kust staan. De plannen voor offshore windparken die in 2005 moeten zijn gerealiseerd, waarvan een groot deel op de Noordzee, hebben in totaal een vermogen van 4.300 tot 4.800 MW (EMT, 2001). Tot nu toe zijn er in Nederland concrete plannen voor drie windparken: het demonstratieproject Near Shore Windpark op 8 tot 12 km voor de kust van Egmond aan Zee en twee windparken van E-Connection, net buiten de 12-mijlszone, eveneens ter hoogte van Egmond aan Zee. In totaal gaat het om een vermogen van 340 MW. Ook heeft Greenpeace een aanvraag voor een offshore windpark op de Noordzee gedaan. Aan offshore windturbines en hun fundaties worden geheel andere eisen gesteld dan aan onshore turbines. De condities op zee zijn geheel anders. Ervaringen die tot nu toe zijn opgedaan met windturbines op bijvoorbeeld de Oostzee zijn beperkt bruikbaar, aangezien de condities met betrekking tot wind- en golfbelastingen op de Noordzee extremer zijn, de waterdieptes groter, evenals de afstand tot de kust. Technologische ontwikkelingen zijn nodig, onder meer ten aanzien van fundaties, elektrische infrastructuur, installatie en onderhoud. Ook zullen de afmetingen van turbines toenemen. Een groter vermogen kan de kosten per turbine sterk doen afnemen. De grootste turbine van dit moment heeft een rotordiameter van 80 meter en een vermogen van 2,5 MW. De verwachting is dat eind 2002 machines worden gebouwd met een rotordiameter van bijna 100 meter en een vermogen van 3 MW. Meerdere fabrikanten hebben ontwerpen op de tekentafel liggen voor turbines van 6 MW.

500 MW offshore windpark In deze studie wordt uitgegaan van gegevens van een offshore windpark van 500 MW dat op zijn vroegst in 2005 gerealiseerd wordt (De Noord en Kooijman, 2001). Om het effect van de verwachte technologieontwikkeling inzichtelijk te maken is ervoor gekozen de bouw van dit windpark ook in latere jaren te laten plaatsvinden (2007, 2009 en 2011). Tabel 4.1 toont in totaal 4 varianten, waarbij het 500 MW windpark wordt gerealiseerd in verschillende bouwjaren. Mits ervaringen met de eerste demonstratieprojecten, die omstreeks 2003 gerealiseerd kunnen zijn, gunstig zijn, wordt verwacht dat na 2005 realisatie van parken met ongeveer 100 turbines en grotere vermogens technologisch verantwoord is.

ECN-C--02-055

27

Tabel 4.1 500 MW offshore windpark bij verschillende bouwjaren Eenheid OWP A OWP B Bouwjaar eerste turbines [jaar] 2005 2007 Vermogen totale park [MW] 500 500 Vermogen turbine [MW] 3 4 Aantal turbines [Aantal] 167 125 Inbedrijfstelling gehele park [Jaar] 2006 2008

OWP C 2009 500 5 100 2010

OWP D 2011 500 6 83 2012

Het effectief vermogen dat het offshore windpark kan leveren is enerzijds afhankelijk van het windregime en anderzijds van een aantal technische factoren, waarvan verwacht wordt dat die in de komende jaren zullen verbeteren. Tabel 4.2 laat zien dat zowel de capaciteitsfactor (gerelateerd aan de hoeveelheid wind, en de mate waarin een turbine die wind kan benutten voor elektriciteitsproductie) als de beschikbaarheid van offshore wind turbines naar verwachting zullen toenemen. Voor de totale parkbeschikbaarheid en -rendement wordt uitgegaan van een hoge en lage waarde van respectievelijk 80% en 75%. Voor het parkrendement (dat hiervan deel uitmaakt, en te maken heeft met de invloed van turbines in een park op elkaar) wordt uitgegaan van een hoge en lage waarde van respectievelijk 85% en 80%. Ook moet rekening gehouden worden met een parkbeschikbaarheidsfactor van 98,5% en transportverliezen die tot een additionele reductie van 5% leidt. De factor voor de beschikbaarheid en het rendement van het park als geheel wordt bepaald door deze laatste drie met elkaar te vermenigvuldigen. Door de capaciteits- en beschikbaarheidfactor van turbines te combineren met de factor voor parkbeschikbaarheid en -rendement ontstaan overall load factoren (hoog en laag) voor het gehele offshore windpark, die ook in Tabel 4.2 vermeld staan. Tabel 4.2 Load factors voor het offshore windpark OWP A [%] Capaciteitsfactor turbine 49 Turbine beschikbaarheid 88 Parkbeschikbaarheid en -rendement - hoog 80 - laag 75 Overall loadfactor - hoog 34 - laag 32

4.3

OWP B [%] 51 89

OWP C [%] 52 90

OWP D [%] 52 90

80 75

80 75

80 75

36 34

37 35

37 35

Kostenaspecten

De overall specifieke investeringskosten voor een offshore windpark van 500 MW, te realiseren in 2005, zijn in een ECN-studie geraamd op 3.900 gulden/kW (1.770 €/kW) (De Noord en Kooijman, 2001). In deze kosten zijn inbegrepen: de turbine en toren (40%), fundatie (11%), elektrische infrastructuur van het park (8%), transportkabel naar de kust (8%), installatie en transport (20%) en overigen (13%). Wanneer het offshore windpark eerder wordt gerealiseerd dan in 2005 zullen de kosten hoger uitvallen, terwijl bij latere realisatie de kosten waarschijnlijk zullen dalen als gevolg van technologische ontwikkelingen wereldwijd, waarvan het Nederlandse OWP profiteert. In Figuur 4.1 is dit weergegeven middels een indexering voor zowel de investeringskosten (turbine, toren, fundatie, elektrische infrastructuur, etc.) als de installatiekosten. Aan de hand van deze indexering zijn de kosten voor de verschillende bouwjaarvarianten bepaald. Omdat grote windparken nog niet eerder zijn gerealiseerd, zijn de specifieke investeringskosten voor deze studie eerst verhoogd met een factor voor onvoorziene kosten (5%), waarna de onzekerheid in de kostenraming wordt weergegeven met een bandbreedte van ± 15%. Tabel 4.3 toont zowel de specifieke inves-

28

ECN-C--02-055

teringskosten in €/kW (laag en hoog) als de totale investeringskosten van het 500 MW offshore windpark in mln € (laag en hoog). 120%

100%

80%

60%

40%

20%

0% OWP A 2005

OWP B 2007 Installatiekosten

OWP C 2009

OWP D 2011

Investeringskosten

Figuur 4.1 Geïndexeerde verwachte kostendaling voor een 500 MW offshore windpark bij verschillende bouwjaren ten opzichte van die van 2005 Tabel 4.3 Investeringskosten voor het 500 MW windpark bij verschillende bouwjaren Eenheid OWP A OWP B OWP C OWP D Bouwjaar [Jaar] 2005 2007 2009 2011 Specifieke investering - laag [€/kW] 1.579 1.425 1.299 1.184 - hoog [€/kW] 2.137 1.928 1.758 1.602 Totale investering - laag [mln €] 790 713 650 592 - hoog [mln €] 1.068 964 879 801 Verwacht wordt dat de jaarlijkse onderhouds- en beheerskosten liggen tussen de 3% (laag) en 4,5% (hoog) van de investeringskosten, waarbij uitgegaan is van investeringskosten zonder de onzekerheidsbandbreedte.

4.4

Bestuurlijke aspecten

Vergunningen De mogelijkheid het aanbod van windenergie in Nederland te vergroten door realisatie van windparken op de Noordzee is onderkend door de overheid. In het kabinetsstandpunt met betrekking tot de Vijfde Nota Ruimtelijke Ordening is het oorspronkelijke doel van 1.500 MW offshore wind verhoogd naar 6.000 MW (VROM, 2001). Voor de realisatie van windparken zijn twee voorkeursgebieden op de Noordzee aangewezen buiten de 12-mijls zone ter hoogte van Noord-Holland. Bij de bepaling van deze gebieden is rekening gehouden met scheepvaartroutes en ander gebruik van de Noordzee(bodem). Voor uitgifte van de locaties zal een concessiesysteem gaan gelden, waarbij de uitgifte in tranches zal plaatsvinden, te beginnen bij het eerste voorkeursgebied. In afwachting van de inwerkingtreding van dit beleid worden geen vergunningen verleend voor nieuwe offshore windparken. Het concessiesysteem zal naar verwachting vanaf 2003 in werking kunnen treden.

ECN-C--02-055

29

Groencertificaten De productie van duurzame energie wordt op dit moment gestimuleerd via een groencertificatensysteem, vrijstelling van regulerende energiebelasting (REB) voor kleinverbruikers en een productiesubsidie (zie ook Paragraaf 5.2). Door de hoogte van de REB bestaat er voor kleinverbruikers in principe geen noemenswaardig prijsverschil tussen verschillende bronnen van duurzaam opgewekte ‘groene’ stroom en conventioneel geproduceerde ‘grijze’ stroom. De vraag naar groene stroom, c.q. naar groencertificaten is daardoor in 2001 explosief gestegen (EMT, 2001). De prijs die producenten van duurzaam opgewekte stroom voor groencertificaten in Nederland kunnen ontvangen is op dit moment aanmerkelijk hoger dan in andere Europese landen en wordt in sterke mate bepaald door het huidige verschil in REB-heffing tussen ‘groene’ en ‘grijze’ stroom. Hoewel met import van groene stroom de gestegen binnenlandse vraag kan worden gedekt, is het de vraag in hoeverre het huidige verschil in REB-heffing gehandhaafd kan blijven. De markt voor groencertificaten is erg beleidsgevoelig. De groencertificatenmarkt zal zich naar verwachting verder ontwikkelen waarbij de handel van groencertificaten tussen verschillende Europese landen zal toenemen. Gelijktijdig zullen naar verwachting de verschillende stimuleringsgregelingen in Europese landen meer op handel in groencertificaten worden afgestemd. Een gevolg kan zijn dat, door een toename van aanbod van duurzame energie, de prijs van groencertificaten zal dalen onder het huidige prijsniveau (zie ook Paragraaf 5.2).

Stimuleringsregelingen Voor investeringen in installaties voor de opwekking van duurzame energie kan op dit moment gebruik worden gemaakt van twee fiscale stimuleringsregelingen: de Energie InvesteringsAftrek (EIA) en de Vrije (of Vervroegde) Afschrijving op MILieu-investeringen (VAMIL). Middels een vervroegde afschrijving wordt het niveau van de belastbare winst van de investeerder verlaagd. Dit geeft een rente- en liquiditeitsvoordeel. Men moet er echter rekening mee houden dat de huidige regelingen over enkele jaren geheel of gedeeltelijk kunnen zijn gewijzigd. Het effect van deze regelingen op het investeringsbedrag zal in de praktijk voor offshore windparken kleiner zijn dan voor andere milieu-investeringen. De reden hiervoor is dat de investeringsbedragen voor offshore windparken zeer fors zijn. Voor een 500 MW offshore windparken liggen die ruim boven de 500 miljoen euro (zie Tabel 4.3). De huidige EIA-regeling kent echter een plafond van 96 miljoen euro. Omdat het hier gaat om fiscale regelingen moet daarnaast de jaarlijkse winst van de elektriciteitsproducent voor belasting tenminste ook op dit niveau liggen. Het effect van de VAMIL-regeling is het aantrekkelijkst wanneer de investering zo snel mogelijk kan worden afgeschreven. Ook hier zal het winstniveau van de elektriciteitsproducent de beperkende factor vormen. Om minder afhankelijk te zijn van winstfluctuaties van de exploitant worden dit soort investeringen soms ondergebracht bij een leasemaatschappij. Hoewel hiermee meer garantie kan worden verkregen op de investeringskorting, is het maar de vraag of met een dergelijke constructie beter van de EIA- en VAMIL-regeling kan worden geprofiteerd.

4.5

Milieueffecten en veiligheidsrisico’s

Offshore windenergie is een relatief nieuwe technologie waarvan de mogelijke milieueffecten en veiligheidsrisico’s al wel grotendeels bekend zijn, maar waarvan nog niet volledig duidelijk is welk effectenniveau acceptabel is en welke maatregelen nodig zijn om effecten en risico’s te verkleinen. Een systeem van norm- en regelgeving is voor offshore windenergie nog in ontwikkeling. Dit houdt in dat de investeerder rekening dient te houden met financiële risico’s die samenhangen met nadere invulling van normen en regels. De bandbreedte van de investeringskosten, zoals weergegeven in Paragraaf 4.3, houdt tot op zekere hoogte rekening met deze financiële risico’s.

30

ECN-C--02-055

Externe milieueffecten van windturbines op land hebben betrekking op geluidsoverlast voor omwonenden en de gevaren die een windturbine vormt voor vogels. Ook het ruimtebeslag van windturbines en de veranderingen die een enkele windturbine of een windpark in het landschap aanbrengt zijn externe milieueffecten. Onder veiligheidrisico’s verstaan we de kans dat een rotorblad of windmolenmast afbreekt en schade toebrengt aan nabij gelegen bebouwing. Voor offshore windenergie liggen de milieueffecten en veiligheidsrisico’s anders. Geluidsoverlast en landschapsvervuiling lijken afwezig, aangezien offshore windparken ver op zee gebouwd zullen gaan worden en dan vanaf de kust niet zichtbaar zullen zijn. De effecten van offshore windparken op vogels lijken (hoewel misschien voor andere vogelsoorten) voor offshore wind op een vergelijkbare manier te gelden als voor onshore wind. Nadelige effecten voor offshore wind kunnen worden verkleind door offshore windparken buiten de vogeltrekroutes te situeren. De risico’s in termen van materiële of persoonlijke ongelukken door het breken van bijvoorbeeld rotorbladen lijken op zee afwezig te zijn. Windenergie heeft relatief veel ruimte nodig, waarbij de productie van windenergie op land zich soms, onder bepaalde voorwaarden, laat combineren met andere gebruiksfuncties, maar vaak ook leidt tot problemen met de ruimtelijke inpassing. Ook voor offshore wind geldt dat rekening moet worden gehouden met andere gebruiksfuncties op zee. In het Nederlandse deel van de Noordzee moet met name rekening gehouden worden met de ruimte die bijvoorbeeld visvangst, vaarwegen, ankerplaatsen, militaire oefengebieden, olie- en aardgaswinning, kabels en leidingen en pleziervaart innemen. Hoewel de ruimte ingenomen door offshore windparken relatief beperkt kan zijn6, kunnen deze toch ten koste gaan van de ruimte voor de reeds bestaande gebruiksfuncties. Voor windturbineparken op zee en de daar aanwezige scheepvaart ontstaan nieuwe (wederzijdse) risico’s. Laatstgenoemden kunnen, indien op drift geraakt, schade aanrichten aan de funderingen van offshore windmolens. Omgekeerd zijn er mogelijk de gevolgen die (funderingen van) offshore windturbinemasten kunnen hebben voor schepen in geval van aanvaring. Schepen kunnen daarbij beschadigd raken (MER Near Shore Windpark, 2000). Dit vormt een risico voor de veiligheid van de opvarenden, maar ook in termen van schade aan het schip, en mogelijkerwijs de aanwezige lading. Afhankelijk van het type schip en de soort lading, kunnen milieueffecten op zee of in kustgebieden niet uitgesloten worden. Daarom zal bij het bepalen van de locatie voor het OWP, ook binnen de voorkeursgebieden, rekening moeten worden gehouden met aanwezige scheepvaartroutes en zullen veiligheidszones moeten worden ingesteld. De veiligheidsricico’s van windturbines op zee worden daarmee vergelijkbaar met andere objecten op zee. Het realiseren van offshore windparken op zee leidt evenwel tot een toename van het aantal objecten op zee waardoor in absolute zin het risico van aanvaringsincidenten groter wordt. Ook bij onderhoud aan offshore windturbines kunnen ongelukken niet geheel worden uitgesloten. Aangezien sterke golfslag het aanmeren aan windmolenfunderingen veelal onmogelijk maakt, zal het regelmatige onderhoud van offshore windparken mogelijk vanuit helikopters moeten gebeuren. Een dergelijke vorm van onderhoud aan onbemande objecten op zee is bekend vanuit de offshore olie- en gaswinning, maar desondanks niet zonder risico’s. Offshore windparken kunnen ook leiden tot positieve milieueffecten. Zo is het bijvoorbeeld mogelijk dat, doordat de zee ter hoogte van het windpark wordt gesloten voor scheepvaart en visserij, er een refugium ontstaat voor onder meer vissen en schelpdieren. Ook kan zich een hardsubstraat-cultuur ontwikkelen waardoor de biodiversiteit in het gebied zal toenemen. Het zou daarmee eventueel een verstoring van het lokale biologische evenwicht kunnen betreffen, die een gunstiger biotoop voor de ene soort creëert ten koste van de biotoop van een andere, 6

In potentie (o.a. bepalend is de maximale diepte waarop turbines geplaatst kunnen worden) is op het Nederlands deel van de Noordzee, zonder rekening te houden met andere bestemmingen, 30.000 km2 beschikbaar voor het plaatsen van windturbines. Bij opstelling van 500 MW is het benodigd oppervlak 50 à 100 km2. Dit is circa 0,2 à 0,3% van het in potentie beschikbare zeeoppervlak.

ECN-C--02-055

31

maar een toename van de biodiversiteit kan in totaal als aanwinst gezien worden. Samengevat zal een windpark naar alle waarschijnlijk, voor zover de kennis nu reikt, nauwelijks tot geen negatieve effecten op het onderwaterleven hebben (MER Near Shore Windpark, 2000).

32

ECN-C--02-055

5.

BEDRIJFSECONOMISCHE BEOORDELING

5.1

Inleiding

Voor de bedrijfseconomische beoordeling van beide elektriciteitsproductieopties is gekozen voor de bepaling van zowel de kostprijs als de marktwaarde van de geproduceerde elektriciteit. Van de bepaling van het financiële rendement van de investering is afgezien omdat hiervoor een duidelijk toetsingscriterium ontbreekt. Een bepaling van de kostprijs en marktwaarde heeft bovendien het voordeel van transparantie, ook ten aanzien van de onzekerheden in de kosteninformatie waarmee in deze studie wordt gerekend. Bij de marktwaarde voor geproduceerde elektriciteit wordt in Paragraaf 5.2 uitgegaan van de prijsvorming op de geliberaliseerde elektriciteitsmarkt en de markt voor duurzame energie. Beide markten staan onder invloed van internationale concurrentie. De markt voor duurzame energie krijgt vorm door verhandelbare groencertificaten en stimulering van productie van, en vraag naar, groene energie via volume- of prijsmechanismen. Het is mogelijk dat in de komende jaren in Nederland ook een markt voor emissiehandel van broeikasgassen wordt gecreëerd. Hierdoor kan een waarde ontstaan voor CO2-vrije elektriciteitsproductie. Bij de kostprijsberekening in Paragraaf 5.3 worden de jaarlijkse kosten gedeeld door de jaarlijkse productie, hetgeen resulteert in de gemiddelde jaarlijkse kostprijs van de geproduceerde elektriciteit. Kapitaalslasten worden daarbij bepaald met behulp van een annuïteitenfactor. Alle geraamde kosten hebben betrekking op het prijsniveau 2001. Dit geldt ook voor in dit hoofdstuk vermelde marktwaarden en berekende kostprijzen voor de jaren na 2001. In deze studie wordt voor zowel de kostprijs als de marktwaarde een bandbreedte gehanteerd. De verwachte marges tussen kostprijs en marktwaarde worden weergegeven in Paragraaf 5.4 op basis van de verschillen tussen, enerzijds, hoogste marktwaarde en laagste kostprijs en, anderzijds, laagste marktwaarde en hoogste kostprijs.

5.2

Marktwaarde elektriciteit

De marktwaarde van elektriciteit kan bestaan uit drie elementen: 1. de waarde van de elektriciteit zelf (commodityprijs), 2. de ‘groenwaarde’ van de elektriciteit, 3. de eventuele waarde van de CO2-credits in geval van emissiehandel van broeikasgassen.

Commodityprijs van elektriciteit De commodityprijs van elektriciteit wordt bepaald door vraag en aanbod op de groothandelsmarkt. De groothandelsmarkt bestaat uit een bilaterale contractenmarkt, de zogenaamde ‘Over the Counter’ markt (OTC), en de elektriciteitsbeurs, de Amsterdam Power Exchange (APX). Op beide markten wordt door elektriciteitsproducenten, energieleveranciers, energiehandelaren en zeer grote afnemers gehandeld in elektriciteitscontracten. Op de APX worden voornamelijk elektriciteitscontracten verhandeld voor de volgende dag (‘day ahead’). De APX is een vrijwillige spotmarkt die volledig in competitie is met de bilaterale OTC-markt. Op de OTC-markt worden naast day ahead contracten ook contracten voor kortere perioden (‘intra day’) langere perioden (maand, jaar, etc.) verhandeld (zie Hoofdstuk 2). De commodityprijs van elektriciteit varieert sterk. Dit komt door de sterk wisselende vraag naar elektriciteit, maar ook doordat het beschikbare productievermogen varieert. Onderscheid kan worden gemaakt tussen twee perioden met verschillende prijsniveaus: een peak en een off-peak

ECN-C--02-055

33

periode7. Elektriciteitsprijzen zijn ook afhankelijk van de duur van een contract. Naarmate een contract een langere looptijd heeft neemt de energieleverancier het prijsrisico van de afnemer over tegen een enigszins hogere elektriciteitsprijs. Bij contracten waarbij de elektriciteitslevering of het elektriciteitsgebruik niet verandert in de tijd, zogenaamde base-load contracten, zal de prijs een gemiddelde zijn van peak en off-peak prijzen. Met behulp van het marktsimulatiemodel POWERS8 zijn door ECN berekeningen uitgevoerd naar de verwachte elektriciteitsprijzen tot 2010 ten behoeve van een middellang scenario voor de Nederlandse energievoorziening (Ybema et al., 2001). Bij deze berekening is uitgegaan van een gematigde groei van het productievermogen (levensduurverlenging en nieuw te bouwen vermogen, waaronder warmtekracht) en een toename van de importcapaciteit. Een laag prijsniveau voor base-load contracten ontstaat bij relatief lage gasprijzen en een sterke concurrentie op de Nederlandse elektriciteitsmarkt. Wanneer sprake is van hoge gasprijzen en een minder goed werkende markt (o.m. vanwege uitoefenen van marktmacht) ontstaan hoge prijzen. De verwachte prijsniveau’s voor base-load staan in Figuur 5.1 weergegeven. Voor de periode na 2010 is ervan uitgegaan dat de base-load prijs vergelijkbaar is met die van 2010. [€ct/kWh] [€ct/kWh]

9 8 7 groenwaarde 6 5 4 baseload

3 2 1 0 2004

CO2-credits

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Figuur 5.1 Verwachte marktwaarde voor elektriciteit: de commodityprijs (base load), de groenwaarde en de waarde van CO2-credits

Elektriciteit van de kerncentrale Borssele In de huidige competitieve Nederlandse elektriciteitsmarkt, waar sprake is van overcapaciteit, kan de KCB goed concurreren met andere typen elektriciteitsproductievermogen, vanwege de lage marginale kosten. In principe kan een kerncentrale gedeeltelijk veranderingen in vraag volgen. Dit betekent dat gedurende off-peak perioden de centrale in deellast wordt ingezet en gedurende peak perioden op vollast. Anders dan bij elektriciteitscentrales die gestookt worden met fossiele brandstoffen (gas, kolen), nemen de bedrijfskosten van een kerncentrale bij deellast nauwelijks af. Wanneer de kerncentrale in deellast draait, zal de jaarlijkse productie lager uitvallen dan bij continu vol7 8

Peak prijzen gelden voor de periode tussen 7:00 en 23:00 uur, gedurende werkdagen (4.160 uur/jaar), en off-peak prijzen voor de periode tussen 23:00 en 7:00 uur en gedurende weekenden en feestdagen (4.600 uur/jaar). POWERS is een dynamisch simulatie model waarmee bij een gegeven elektriciteitsvraag het aanbod van elektriciteit op de Nederlandse elektriciteitsmarkt kan worden gesimuleerd. Het model maakt onderscheid in verschillende aanbieders met daarnaast aanbod uit decentraal vermogen en aanbod uit het buitenland. Het model simuleert de prijsvorming op een spotmarkt en een contractenmarkt en de inzetvolgorde van centrales.

34

ECN-C--02-055

lastbedrijf. De gemiste inkomsten kunnen echter worden gecompenseerd door de hogere prijs die bij opregelen gedurende piekperioden kan worden verkregen. Omdat informatie over het optimaliseren van de inzet van de kerncentrale Borssele ontbreekt, wordt in deze studie ervan uitgegaan dat de kerncentrale Borssele volledig op vollast wordt bedreven. Dat wil zeggen dat voor de commodityprijs moet worden uitgegaan van een base-load contractprijs.

Elektriciteit van offshore windenergie Een kenmerk van windenergie is de sterk wisselende productie. Deze productie is slechts in beperkte mate voorspelbaar en alleen kort van tevoren. Op basis van windverwachtingen kan productie in principe aangeboden worden op de spotmarkt. Op de APX day-ahead markt is in 2001 dagelijks tussen de 10 en 35 GWh verhandeld (APX, 2001). Hoewel verwacht wordt dat het handelsvolume op de APX de komende jaren zal stijgen, zal het aanbieden van de maximale dagproductie van het 500 MW windpark (zo’n 12 GWh) de spotmarktprijs sterk in neerwaartse richting beïnvloeden. De spotmarkt geeft op deze manier weinig zekerheid over de opbrengsten van offshore windenergie. Kapitaalsverstrekkers die het offshore windpark financieren zullen zekerheid wensen over de opbrengsten. Aangenomen mag worden dat voor het offshore windpark een lange termijncontract zal worden afgesloten met een grote energieleverancier die het windvermogen inpast in zijn inkoopportfolio. De energieleverancier die een leveringscontract sluit met de exploitant van het offshore windpark zal het volumerisico proberen af te dekken. Omdat op dit moment nog geen windvermogen wordt gecontracteerd voor zeer grote windparken, is nog niet duidelijk hoe energieleveranciers met dit volumerisico in de praktijk zullen omgaan. In feite wordt het volumerisico van de energieleverancier door twee problemen beïnvloed. Het eerste probleem is dat door het opnemen van windvermogen in het inkoopportfolio het voor de energieleverancier lastiger kan worden zijn programmaverantwoordelijkheid na te komen.9 Hij zal waarschijnlijk hogere ‘onbalanskosten’ krijgen. Het is echter niet mogelijk deze kosten te kwantificeren, aangezien dit afhangt van het totale programma van de energieleverancier. Het risico-effect van windenergie, dat hieraan ten grondslag ligt, kan worden verkleind door een goede voorspelling van het windaanbod. Naar verwachting zullen voorspellingstechnieken de komende jaren verbeteren en beschikbaar zijn wanneer grote offshore windparken in bedrijf komen. Het tweede probleem waarmee de energieleverancier te maken krijgt is dat het windenergieaanbod zich niet laat aanpassen aan de elektriciteitsvraag. De energieleverancier kan dit risico afdekken. De kosten hiervoor kunnen worden ingeschat met behulp van de volgende benadering: verondersteld wordt dat de energieleverancier rekent op een gemiddelde productie van 25% van het maximale productievermogen (125 MW; zie ook Figuur 5.2, waarin een mogelijke belastingduurcurve voor een typische 500 MW wordt gepresenteerd). Voor dit productievolume wordt uitgegaan van een base-load prijs (zie Figuur 5.1). Wanneer het niet of weinig waait zal de energieleverancier moeten zorgen voor alternatief aanbod. De energieleverancier kan hiervoor een backupcontract afsluiten met een gasgestookte centrale. De kosten hiervan zijn hoger dan de base-load prijs en worden geraamd op 5,0 €ct/kWh (laag) en 5,8 €ct/kWh (hoog)10.

9

Elektriciteitsproducenten en -leveranciers geven dagelijks bij de systeembeheerder (TenneT) op welke hoeveelheid elektriciteit gecontracteerd is (het zogenaamde programma). Zij blijven verantwoordelijk voor het nakomen van een dergelijk programma. Bij afwijking van het programma worden door TenneT kosten in rekening gebracht voor het in balans houden van het elektriciteitssysteem. 10 Deze prijs is gebaseerd op een nieuwe STEG met brandstofkosten van 2,3 €ct/kWh (laag) en 3,1 €ct/kWh (hoog), en O&M-kosten van 0,1 €ct/kWh. De investeringskosten bedragen 545 €/kW. De vaste kosten van 1,6 €ct/kWh zijn gebaseerd op een rentevoet van 7%, een afschrijvingstermijn van 25 jaar en een vollastbedrijfstijd van 3.000 uur per jaar (nodig om het windvermogen aan te vullen tot 125 MW).

ECN-C--02-055

35

De extra productie boven de 125 MW wordt, in het geval het harder waait, gewaardeerd tegen de gemiddelde spotmarktprijs, omdat de energieleverancier deze stroom eventueel zal moeten verkopen. Analyses met het elektriciteitsmarktmodel POWERS laten zien dat de gemiddelde jaarlijkse spotmarktprijs zowel hoger als lager kan liggen dan de verwachte base-load contractprijs (Ybema et.al., 2001). Over langere perioden moet echter rekening worden gehouden met een spotmarktprijs die structureel lager ligt dan de base-load contractprijs (gemiddeld is het verwachte verschil 0,13 €ct/kWh). [MW] 600

500

Windproductie 400

300

200

Base load contract

100

0

0

2000

4000

6000

8000

[uren]

• De offshore windproductie tot 4.200 uur boven de 125 MW wordt gewaardeerd tegen het verschil tussen de spotmarktprijs en de prijs van het base-load contract. De elektriciteitslevering vanaf 4.200 uur, dat niet gedekt wordt door het offshore windvermogen, heeft de (negatieve) waarde die voortvloeit uit het verschil tussen het baseload contract en een back-up contract.

Figuur 5.2 Mogelijke belastingduurcurve van elektriciteitsproductie van het 500 MW offshore windpark en de waardering hiervan Zowel het back-up contract als de verkoop van extra productie op de spotmarkt zorgen per saldo, ten opzichte van de base-load contractprijs, voor een lagere waardering van de door het offshore windpark geproduceerde elektriciteit. De hier gehanteerde benadering en inschatting van prijsverschillen ten opzichte van de base-load contractprijs resulteren in een verlaging van de base-loadprijs met ca. 0,3 €ct/kWh.

Groenwaarde Afnemers van conventioneel opgewekte elektriciteit betalen sinds 2001 een Regulerende Energie Belasting (REB) van 5,83 €ct/kWh (2001). Het REB-tarief voor duurzaam opgewekte elektriciteit is op nul gesteld. Energieleveranciers zijn hierdoor in staat bepaalde ‘groene’ stroom, waarvan de productiekosten hoger zijn dan die van conventionele elektriciteitsproductie, tegen ongeveer dezelfde prijs te leveren als ‘grijze’ stroom. Om het aanbod van duurzame elektriciteit te stimuleren staat de Nederlandse belastingwetgeving (Wet belasting op milieugrondslag) energieleveranciers bovendien toe de duurzame elektriciteitsproducenten een productiesubsidie te geven van 1,94 €ct/kWh (2001). Deze productiesubsidie wordt betaald uit de REBbelastinggelden die de leveranciers innen van hun niet-groene klanten. Deze twee belastingmaatregelen bepalen de huidige ‘groenwaarde’ van de duurzaam opgewekte stroom (7,77 €ct/kWh). Met de vrijmaking van de markt voor groene stroom per 1 juli 2001 is ook een systeem van groencertificaten ingevoerd. Groencertificaten belichamen de ‘groenheid’ en kunnen apart van

36

ECN-C--02-055

de fysieke stroom worden verhandeld. Een producent van duurzame elektriciteit verkoopt de elektriciteit op de elektriciteitsmarkt en de groencertificaten op de groencertificatenmarkt. Doordat de vraag naar groene stroom in 2001 explosief is gegroeid, is import van groene stroom uit het buitenland op gang gekomen. Op dit moment wordt de prijsvorming van internationaal verhandelde groencertificaten gehinderd door verschillen in stimuleringsmechanismen die in de verschillende Europese landen worden gehanteerd. Omdat Europese lidstaten hebben afgesproken om in 2010 een bepaald deel van hun elektriciteitsconsumptie uit duurzame bronnen te betrekken (voor de gehele EU: 22,1%; voor Nederland: 9% (EU, 2001a) zal de productie van duurzame energie in Europa verder toenemen. Naar verwachting zullen in de komende jaren de verschillen in stimuleringsmechanismen kleiner worden en de rol van verhandelbare groencertificaten toenemen. In het ‘Renewable Energy Burden Sharing’ project (REBUS) zijn de kosten en het realiseerbaar potentieel van duurzame energieopties in alle EU-lidstaten bepaald (Voogt, 2001). In dit, in opdracht van de Europese Commissie uitgevoerde onderzoek, is voor 2010 een evenwichtsprijs voor de groenwaarde van duurzaam opgewekte elektriciteit bepaald, dat wil zeggen een prijs voor verhandelbare groencertificaten. In het REBUS-onderzoek is er van uitgegaan dat de meerkosten van duurzame energie ten opzichte van conventionele stroom volledig door de prijs van groencertificaten worden gedekt en dat geen andere stimuleringsmaatregelen worden toegepast. Om de doelstelling voor de EU voor 2010 te kunnen realiseren zal in 2010 662 TWh duurzame elektriciteitsproductie moeten worden geproduceerd. De prijs voor de groencertificaten komt dan te liggen bij 6,2 €ct/kWh. In deze studie wordt verondersteld dat de groenwaarde die voortkomt uit de huidige belastingmaatregelen tot en met 2004 op het huidige niveau blijft liggen. Door toenemende internationale concurrentie bij het aanbod van duurzaam opgewekte stroom en het volledig tot ontwikkeling komen van een internationale markt voor verhandelbare groencertificaten, zal de groenwaarde daarna naar verwachting dalen tot de in het REBUS-onderzoek berekende evenwichtsprijs. Vanwege onzekerheden in de kosten en potentiëlen die in het REBUS-onderzoek zijn gehanteerd, wordt in deze studie aangenomen dat de evenwichtsprijs binnen een bandbreedte van +/15% zal komen te liggen. Dat wil zeggen dat in 2010 de groenwaarde komt te liggen tussen 5,3 en 7,1 €ct/kWh. Omdat niet bekend is of na 2010 een nieuwe (hogere) doelstelling zal gelden voor het aandeel groene stroom in de elektriciteitsconsumptie, wordt er verder van uitgegaan dat de groenwaarde na 2010 op hetzelfde niveau blijft liggen als in 2010 (zie ook Figuur 5.1).

Emissiehandel Wanneer voor broeikasgassen een systeem van emissiehandel wordt geïntroduceerd heeft dit in principe gevolgen voor de waarde van de elektriciteit die door een kerncentrale of een offshore windpark wordt geproduceerd. Bij beide elektriciteitsproductieopties vindt geen directe emissie van kooldioxide plaats. Door de Commissie CO2-handel (commissie Vogtländer) wordt een advies opgesteld met betrekking tot de invoering van een systeem van emissiehandel voor broeikasgassen in Nederland (Vogtländer, 2001). Ook heeft de Europese Commissie een conceptrichtlijn opgesteld voor een systeem voor emissiehandel van broeikasgassen in de EU voor de periode 2005-2008 (EU, 2001b). Met betrekking tot de CO2-uitstoot van elektriciteitsproductie zijn er belangrijke verschillen tussen beide voorstellen. Zo stelt de commissie CO2-handel een begrenzing van de CO2-uitstoot per kWh voor, waarbij in principe de afnemer een reductiedoelstelling krijgt opgelegd. Het onderscheid in de wijze waarop de elektriciteit wordt opgewekt zal zichtbaar moeten worden gemaakt met behulp van stroomlabeling. In het voorstel van de Europese commissie wordt daarentegen gesproken over een emissieplafond voor elektriciteitsproductie-installaties. De emissiereductiedoelstelling kan daarbij variëren per installatie. In beide voorstellen wordt een scheiding tussen de stimulering van duurzame energie en reductie van broeikasgassen bepleit. Dat wil zeggen dat CO2-emissiehandel geen invloed heeft, posiECN-C--02-055

37

tief noch negatief, op de groenwaarde van duurzame energie. Met andere woorden, groene stroom kan in aanmerking komen voor groencertificaten of voor CO2-credits, maar niet voor beide: de groenwaarde wordt geacht de CO2-vrije waarde van groene stroom te dekken. Groencertificaten representeren zowel de waarde voor duurzame energie als de waarde voor CO2-vrije energieproductie. In de voorstellen wordt niet specifiek ingegaan op de positie van kernenergie in relatie tot een handelssysteem voor CO2-credits. Bij de voorgestelde systemen is echter in principe uitsluiting van bepaalde typen elektriciteitsproductie mogelijk. Dat een dergelijke discussie nog gaat plaatsvinden en mogelijk een negatief resultaat kan opleveren voor kernenergie is waarschijnlijk, gelet op vergelijkbare discussies bij andere flexibele Kyoto-mechanismen, zoals Joint Implementation (JI) en het Clean Development Mechanism (CDM). De Nederlandse overheid heeft ook bij groencertificaten een uitzondering gemaakt voor grootschalige waterkracht. Een belangrijk argument voor het maken van dergelijke uitzonderingen heeft te maken met de effectiviteit van het instrument. Handel in groencertificaten moet de groei van duurzame energie op een efficiënte wijze bevorderen en niet bestaande waterkracht bevoordelen. CO2emissiehandel is vooral bedoeld om emissies van installaties met fossiele brandstoffen op een efficiënte wijze terug te dringen, bijvoorbeeld door middel van het toepassen van energiebesparingen en energie efficiënties. Dat het hiermee de keuze tussen CO2-vrije en niet-CO2-vrije elektriciteitsproductie beïnvloedt is eigenlijk slechts een (deels onbedoeld) secondair effect, aangezien dergelijke emissiehandel niet de expliciete intentie heeft om specifieke alternatieven al dan niet te selecteren. Of CO2-emissiehandel invloed heeft op de marktwaarde van elektriciteit die door een kerncentrale wordt geproduceerd is derhalve onzeker. Dit is afhankelijk van de daadwerkelijk invoering van een handelssysteem voor broeikasgassen en van de wijze waarop de voorgestelde systemen wordt geïmplementeerd. Gelet op de inhoud van de voorstellen en de onzekerheden over de invoering en implementatie kan worden uitgegaan van drie scenario’s: 1. CO2-emissiehandel wordt niet ingevoerd. 2. CO2-emissiehandel wordt ingevoerd om de CO2-reductie van installaties die gestookt worden met fossiele brandstoffen te reduceren. De regeling geldt derhalve niet voor kerncentrales. 3. CO2-emissiehandel wordt ingevoerd als generiek instrument dat geldt voor alle vormen van elektriciteitsopwekking, mits de productie van elektriciteit al niet op een andere wijze wordt gestimuleerd (bijvoorbeeld met groencertificaten). In de eerste twee situaties heeft CO2-emissiehandel geen gevolgen voor de waardering van de opgewekte stroom uit een kerncentrale. Alleen in het derde geval profiteert nucleair opgewekte stroom van de CO2-emissiehandel. Om dit effect te kunnen inschatten, is een waarde bepaald voor CO2-vrije elektriciteitsproductie. Daarbij is ervan uitgegaan dat de CO2-emissie van een gascentrale als norm wordt aangehouden (450 gram/kWh), aangezien dit ook als doelstelling geldt voor Nederlandse kolencentrales (Convenant Kolencentrales en CO2-reductie). De prijs voor verhandelbare CO2-credits is sterk afhankelijk van de te behalen reductiedoelstellingen. Voorzichtige schattingen geven aan dat deze prijs zou kunnen liggen tussen 5 en 30 €/ton CO2. Op basis van deze gegevens kan een extra waarde worden berekend voor CO2-vrije elektriciteitsproductie die ligt tussen 0,23 en 1,35 €/kWh.

5.3

Kostprijsberekening

Verlengde exploitatie kerncentrale Borssele Ten aanzien van de verlengde exploitatie van de KCB na 2003 zijn kostprijsberekeningen gemaakt voor twee varianten: voortzetting van het opwerkingscontract en directe opslag van de nog te produceren splijtstofelementen. De verschillende kostenposten zijn beschreven in Paragraaf 3.3 en zijn ook vermeld in Tabel 3.1. De kapitaalslasten zijn berekend met behulp van een annuïteitenfactor, uitgaande van een rentevoet van 7% over de exploitatieperiode van 2004 tot en met 2013. Voor de verwachte jaarlijkse elektriciteitsproductie is uitgegaan van een beschikbaarheidfactor die ligt in een bandbreedte tussen 93% (EPZ, 2001) en 86% (gemiddelde be-

38

ECN-C--02-055

drijfstijd Duitse kerncentrales (VDEW, 2000)). De resultaten van de berekeningen op grond van deze gegevens staan weergegeven in Tabel 5.1 en 5.2. Bij verandering van de rentevoet van 7% naar 5% daalt de kostprijs bij opwerking met 0,02 (laag) en 0,03 (hoog) €ct/kWh en bij directie opslag met 0,06 (laag) en 0,08 (hoog) €ct/kWh. In geval de gebruikte splijtstofstaven niet in het buitenland worden geconditioneerd, maar hiervoor in Nederland een conditioneringsfaciliteit wordt gerealiseerd, moet rekening worden gehouden met een verhoging van de kostprijs in Tabel 5.2 met ongeveer 1 €ct/kWh (uitgaande van een extra investering van € 227 miljoen). Tabel 5.1 Kostprijsberekening kerncentrale Borssele voor de periode 2004-2013 in geval van voortzetting van het opwerkingscontract (euro’s 2001) Eenheid Laag Hoog Boekwaarde KCB 2003 [mln €] 68,1 68,1 Vervangingsinvesteringen [mln €] 13,6 13,6 Kapitaalslasten [mln €/jaar] 11,6 11,6 Brandstofkosten ‘front end’ [mln €/jaar] 10,9 12,7 Verwijdering + opslag hoog radioactief afval [mln €/jaar] 11,0 13,6 O&M kosten [mln €/jaar] 36,3 45,4 Reservering ontmanteling [mln €/jaar] 6,8 6,8 Totale jaarlijkse kosten [mln €/jaar] 76,6 90,1 Elektriciteitsproductie [GWh] 3658 3368 Kostprijs [€ct/kWh] 2,09 2,68 Tabel 5.2 Kostprijsberekening kerncentrale Borssele voor de periode 2004-2013 in geval van directe opslag van splijtstofelementen (euro’s 2001) Eenheid Laag Hoog Boekwaarde KCB 2003 [mln €] 68,1 68,1 Vervangingsinvesteringen [mln €] 13,6 13,6 Investering opslag splijtstofelementen [mln €] 66,7 123,9 Kapitaalslasten [mln €/jaar] 21,1 29,3 Brandstofkosten ‘front end’ [mln €/jaar] 10,9 12,7 Verwijdering + opslag hoog radioactief afval [mln €/jaar] 13,7 18,6 O&M kosten [mln €/jaar] 36,3 45,4 Reservering ontmanteling [mln €/jaar] 6,8 6,8 Totale jaarlijkse kosten [mln €/jaar] 88,8 112,7 Elektriciteitsproductie [GWh] 3658 3368 Kostprijs [€ct/kWh] 2,43 3,35

Nieuw te bouwen offshore windpark Bij de kostprijsberekening voor het 500 MW offshore windpark worden vier varianten meegenomen (zie Tabel 5.3). De varianten onderscheiden zich van elkaar door een verschillend bouwjaar, en daarmee door een verwachte technologische verbetering. Het effect dat dit heeft op de investeringskosten en verwachte productiekosten is beschreven in Paragraaf 4.3. De kapitaalslasten zijn berekend met behulp van een annuïteitenfactor, uitgaande van een rentevoet van 7% en een verwachte gemiddelde levensduur van 20 jaar voor alle componenten van het windpark. Bij de kostprijsberekening is rekening gehouden met toepassing van de thans bestaande fiscale stimuleringsregelingen voor investeringen in energiebesparende en duurzame energie (VAMIL + EIA). Beide regelingen gaan uit van een afschrijving van de investering en zijn daarmee gerelateerd aan de bedrijfswinst van het bedrijf dat investeert in het windpark. Bij de EIA gaat het om een eenmalige investeringsaftrek van maximaal 96 miljoen euro. Bij de VAMIL is er van

ECN-C--02-055

39

uitgegaan dat de brutowinst van het bedrijf dat investeert niet meer bedraagt dan 100 miljoen euro per jaar. Hierdoor is de effectieve investeringskorting beperkt tot 8,6%11. Vanwege de onzekerheid in kosten en elektriciteitsproductie worden in Tabel 5.3 twee kostprijsberekeningen getoond: een lage en een hoge variant. De onderhouds- en beheerskosten (O&M) zijn gebaseerd op een kosteninschatting die ook in Paragraaf 4.3 is beschreven. Bij verandering van de rentevoet van 7% naar 5% dalen de in Tabel 5.3 gepresenteerde kostprijzen met 0,65 €ct/kWh (laag) en 0,95 €ct/kWh (hoog) voor OWP A, en met 0,44 €ct/kWh (laag) en 0,64 €ct/kWh (hoog) voor OWP D. Tabel 5.3 Kostprijsberekening 500 MW offshore windpark bij verschillende bouwjaren (euro’s 2001) Eenheid OWP A OWP B OWP C OWP D Bouwjaar [Jaar] 2005 2007 2009 2011 Jaar volledig in bedrijf [Jaar] 2006 2008 2010 2012 Aantal turbines [Aantal] 167 125 100 83 Turbinevermogen [MW/turbine] 3,0 4,0 5,0 6,0 Laag Investering [mln €] 691 620 563 510 Kapitaalskosten [mln €/jaar] 65 59 53 48 O&M-kosten [mln €/jaar] 28 25 23 21 Jaarlijkse kosten [mln €/jaar] 93 84 76 69 Opbrengst [GWh] 1502 1581 1630 1630 Kostprijs [€ct/kWh] 6,20 5,29 4,66 4,23 Hoog Investering [mln €] 945 850 772 701 Kapitaalskosten [mln €/jaar] 89 80 73 66 O&M-kosten [mln €/jaar] 42 38 34 31 Jaarlijkse kosten [mln €/jaar] 131 118 107 98 Opbrengst [GWh] 1414 1488 1535 1535 Kostprijs [€ct/kWh] 9,27 7,93 6,99 6,35

Netwerkkosten Elektriciteitsproducenten die zijn aangesloten op het hoogste netniveau of een aansluitwaarde hebben van meer dan 150 MW dragen voor 25% bij aan de kosten van het landelijk hoogspanningsnet van TenneT. Het hiervoor geldend Landelijk Uniform Producententarief (LUP) bedraagt in 2001 0,12 €ct/kWh. Verondersteld is dat dit kostenniveau vanwege de door DTe (Dienst uitvoering en Toezicht energie) opgelegde efficiencykorting (tot 2003 jaarlijks 7%) daalt tot omstreeks 0,1 €ct/kWh en gedurende de jaren daarna niet meer verandert.

5.4

Marges

Voor beide elektriciteitsproductieopties worden de marges berekend tussen verwachte marktwaarde en kostprijs. Omdat steeds is uitgegaan van een lage en hoge kostenraming, respectievelijk marktwaarde, worden de marges hier als volgt gepresenteerd. Een hoge marge ontstaat uit het verschil van een hoge marktwaarde en lage kosten. Een lage marge ontstaat uit het verschil tussen een lage marktwaarde en hoge kosten. De marges kunnen zowel een positieve als negatieve waarde hebben. Met een bandbreedte wordt aangegeven binnen welke waarde de marge naar verwachting zal komen te liggen. Er wordt geen uitspraak gedaan over de waarschijnlijk11

Door het offshore windpark onder te brengen in een aparte onderneming kan een grotere aftrek worden gerealiseerd. De omvang van de investering kan echter beperkingen opleveren. In deze studie is geen verdere optimalisatie toegepast.

40

ECN-C--02-055

heid waarmee de marge binnen deze bandbreedte zal komen te liggen. Voor beide elektriciteitsproductieopties worden de marges getoond voor drie zichtjaren: 2007, 2010 en 2013.

Verlengde exploitatie kerncentrale Borssele Voor de elektriciteit die door de kerncentrale Borssele wordt opgewekt in de periode 2004-2013 worden de marges als volgt berekend. De marktwaarde wordt bepaald door het prijsniveau van een base-load contract (zie Figuur 5.1) De berekende kostprijs uit Tabellen 5.1 en 5.2 wordt verhoogd met de netwerkkosten (LUP). Figuur 5.3 toont de verwachte marges voor de twee beschouwde varianten: voortzetting van het opwerkingscontract en opslag van de splijtstofelementen. De figuur laat zien dat, als gevolg van een verwachte stijging van de commodityprijs, de marges iets zullen toenemen. Daarnaast blijkt dat bij directe opslag van splijtstofelementen, door een toename van de kostprijs, het risico dat geen positieve marge meer gerealiseerd kan worden groter wordt. Mocht, in geval van directie opslag van splijtstofelementen, de conditionering in een nieuw te bouwen Nederlandse installatie plaatsvinden, dan neemt de kostprijs met naar verwachting met 1 €ct/kWh toe en zal de marge evenredig dalen. Dit betekent dat de in Figuur 5.3 getoonde bandbreedte voor de marge vrijwel geheel negatief wordt. [€ct/kWh] 8 6 4 2 0 2007 -2

2010 Opwerking

2013

2007

2010 Opslag

2013

-4 -6 -8

Figuur 5.3 Verwachte marges voor de kerncentrale Borssele in 2007, 2010 en 2013 bij voortzetting van het opwerkingscontract en bij directe opslag van de splijtstofelementen In het geval CO2-emissiehandel wordt ingevoerd waarbij nucleair opgewekte elektriciteit niet impliciet of expliciet wordt uitgezonderd (hetgeen echter niet waarschijnlijk is), zal de marktwaarde van de door de kerncentrale Borssele geproduceerde elektriciteit toenemen. De ondergrens van de in Figuur 5.3 getoonde marges stijgen dan in alle gevallen met 0,23 €ct/kWh (prijs CO2-credit 5 €/ton) en de bovengrens met 1,35 €ct/kWh (prijs CO2-credit 30 €/ton). De bandbreedte van de marges verschuift daardoor meer naar het positieve deel ten opzichte van de situatie waarbij geen CO2-emissiehandel plaatsvindt of daarvan geen voordeel wordt verkregen. Het resultaat is (zie Figuur 5.4) dat bij opwerking vrijwel altijd een positieve marge wordt verkregen. In geval van opslag blijft het risico van een negatieve marge echter aanwezig. De bandbreedtes nemen toe, hetgeen het gevolg is van de grote onzekerheid over de prijs van CO2credits.

ECN-C--02-055

41

[€ct/kWh] 8 6 4 2 0 2007 -2

2010 Opwerking

2013

2007

2010 Opslag

2013

-4 -6 -8

Figuur 5.4 Verwachte marges voor de kerncentrale Borssele in 2007, 2010 en 2013, in geval nucleair opgewekte elektriciteit profiteert van introductie van CO2-emissiehandel. De twee varianten zijn: voortzetting van het opwerkingscontract en directe opslag van de splijtstofelementen

Offshore wind De marges voor elektriciteit afkomstig van het 500 MW offshore windpark worden berekend aan de hand van de kostprijs zoals berekend in Paragraaf 5.3 en de marktwaarde die bestaat uit de commodityprijs (base-load contract) en de groenwaarde (zie Figuur 5.1). De commodityprijs wordt verlaagd met 0,3 €ct/kWh omdat het elektriciteitsaanbod van het windpark niet aanpasbaar is op de elektriciteitsvraag (zie Paragraaf 5.2). De berekende productiekosten (Tabel 5.3) worden verhoogd met de netwerkkosten (LUP). Figuur 5.5 toont de verwachte marges voor de vier varianten waarbij het bouwjaar is gevarieerd. Er zijn geen marges berekend voor het OWP B en het OWP C in 2007 en het OWP D in 2007 en 2010, omdat deze windparken dan nog niet zijn gerealiseerd. Figuur 5.5 laat zien dat de verwachte marges zullen toenemen naarmate het windpark later wordt gerealiseerd, ondanks een verwachte daling van de prijs van groencertificaten. Hiervoor is het echter wel belangrijk dat ervaringen worden opgedaan met offshore windtechnologie (zie ook Paragraaf 6.2). Het effect van de daling van deze groenprijs is goed zichtbaar bij het OWP A. De daling van de kostprijs, als gevolg van dalende investerings- en installatiekosten die toenemende opbrengsten tot gevolg hebben, maakt de daling van de groenprijs meer dan goed. Bij het OWP C en het OWP D liggen de bandbreedtes van de verwachte marges geheel boven de nul-as.

42

ECN-C--02-055

[€ct/kWh] 8 6 4 2 0 2007

2010 OWP A

2013

2007

2010 OWP B

2013

2007

2010 OWP C

2013

2007

2010 OWP D

2013

-2 -4 -6 -8

Figuur 5.5 Verwachte marges voor het 500 MW offshore windpark in 2007, 2010 en 2013 bij verschillende bouwjaren (OWP A: 2005; OWP B: 2007; OWP C: 2009; OWP D: 2011), wanneer de geproduceerde elektriciteit, naast een commodityprijs, een additionele groenwaarde heeft Om na te gaan of door de verwachte kostendaling bij offshore wind de noodzaak van een extra ondersteuning verdwijnt, is een berekening gemaakt van de verwachte marges wanneer geen sprake is van een speciale groenprijs en wanneer geen rekening wordt gehouden met fiscale investeringssteun (VAMIL en EIA). Figuur 5.6 toont de bandbreedtes voor de verschillende varianten en zichtjaren. De verwachte marges zijn in dat geval negatief. Stimulering van offshore middels groencertificaten of investeringssteun zal nodig blijven.

ECN-C--02-055

43

[€ct/kWh] 8 6 4 2 0 2007

2010 OWP A

2013

2007

2010 OWP B

2013

2007

2010 OWP C

2013

2007

2010 OWP D

2013

-2 -4 -6 -8

Figuur 5.6 Verwachte marges voor het 500 MW offshore windpark in 2007, 2010 en 2013 bij verschillende bouwjaren (OWP A: 2005; OWP B: 2007; OWP C: 2009; OWP D: 2011), bij het wegvallen van de fiscale investeringssteun en groenwaarde

44

ECN-C--02-055

6.

AFWEGINGEN DOOR INVESTEERDERS

6.1

Inleiding

In deze studie is er voor gekozen geen bedrijfseconomische analyse uit te voeren waarin de aantrekkelijkheid van beide elektriciteitsproductieopties enkel wordt uitgedrukt in een te verwachten financieel rendement. In plaats daarvan is onderzocht of voor beide opties in de toekomstige energiemarkt in meer algemene termen een voldoende aantrekkelijk bedrijfseconomisch resultaat verwacht mag worden. Daarnaast is de context beschreven waarbinnen met beide technologieën op de middellange termijn elektriciteit zal kunnen worden geproduceerd. In beide gevallen ontstaan diverse risico’s die de aantrekkelijkheid van beide elektriciteitsopties in meer of mindere mate kunnen beïnvloeden. Zowel de bedrijfseconomische aantrekkelijkheid, enerzijds, en de mogelijke risico’s, anderzijds, zijn van belang bij de keuzes die investeerders, c.q. elektriciteitsproducenten, zullen maken met betrekking tot beide elektriciteitsopties. De mogelijke afwegingen hieromtrent worden besproken in Paragraaf 6.2. Zoals in Hoofdstuk 2 al is gememoreerd worden bedrijven beïnvloed in hun keuzes door met name de overheid en burgers. De liberalisering van de elektriciteitsmarkt brengt afnemers in de positie dat zij een keuze kunnen maken ten aanzien van hun elektriciteitsleverancier. Afnemersvoorkeuren beïnvloeden via elektriciteitsleveranciers ook de elektriciteitsproducenten. De beïnvloeding van elektriciteitsproducenten door overheid en burgers komt in Paragraaf 6.3 nader aan de orde.

6.2

Aantrekkelijkheid opties versus risico’s

Verlengde exploitatie kerncentrale Borssele Uitgaande van de in deze studie gehanteerde bandbreedte ten aanzien van de kosten voor de exploitatie van de KCB en het verwachte niveau voor toekomstige elektriciteitsprijzen, is in Paragraaf 5.4 gebleken dat, in geval van de voortzetting van de opwerkingsroute voor gebruikte splijtstofelementen, de verwachte marges positief zullen uitvallen. Hoewel niet bekend is hoe de bedrijfseconomische prestaties van EPZ-centrales zijn, mag ervan worden uitgegaan dat het voor EPZ, op grond van de te verwachte marges, aantrekkelijk is de KCB in bedrijf te houden. Met een verlenging van de exploitatie worden bovendien de kosten voor sluiting uitgesteld en vermijdt EPZ dat binnen enkele jaren voor haar personeel ander werk zal moeten worden gezocht. EPZ dient echter serieus rekening te houden met de mogelijkheid dat het opwerkingscontract niet verlengd zal kunnen worden. Dit hangt vooral af van de opstelling van de Nederlandse overheid en de invloed die de Tweede Kamer hierop heeft. Internationale ontwikkelingen omtrent opwerking van gebruikte brandstof zullen bij de mening- en besluitvorming van overheid en Tweede Kamer een rol spelen (zie Paragraaf 3.4). Wanneer de Nederlandse overheid een verlenging van het opwerkingscontract blokkeert, zal zij mogelijk wel de andere route toestaan, namelijk de conditionering en opslag van splijtstofstaven, en de bouw van een extra opslagvoorziening hiervoor bij COVRA. Het realiseren van een voor deze route noodzakelijke conditioneringinstallatie in Nederland, gebaseerd op de relatief geringe hoeveelheid splijtstofstaven, is om economische reden onaantrekkelijk. Om deze reden heeft het de voorkeur gebruik te maken van in het buitenland nog te realiseren conditioneringinstallaties. Hoewel hiervoor in Duitsland en Zweden initiatieven lijken te bestaan, is er nog weinig duidelijkheid over of en wanneer een dergelijke installatie beschikbaar zal zijn. Zowel de beslissing over welke van beide routes kan worden gevolgd, als de procedure die nodig is voor het implementeren van de directe opslag van splijtstofelementen, zullen tijd kosten. Ook zal er rekening moeten worden gehouden met

ECN-C--02-055

45

mogelijke maatschappelijke weerstand tegen het conditioneren van Nederlands afval in het buitenland. Als geen tijdige afvoer van splijtstofelementen kan plaatsvinden, dan kan de continuïteit van de bedrijfsvoering in gevaar komen wanneer de capaciteit van het opslagbassin van de KCB volledig benut is. Vanwege de kosten voor conditionering en de extra te bouwen opslagvoorziening, wordt de exploitatie van de KCB, in geval van directe opslag van splijtstofstaven, bedrijfseconomisch minder aantrekkelijk. De mogelijkheid van een positieve marge is dan nog steeds aanwezig, hoewel bij lage prijzen op de elektriciteitsmarkt ook het risico van een negatieve marge aanwezig is. Er bestaat nog weinig zekerheid over de introductie van een systeem van CO2-emissiehandel. Bovendien is er een aanzienlijke kans dat kernenergie voor zo’n systeem wordt uitgesloten, gelet op hetgeen is gebeurd met vergelijkbare instrumenten. Als evenwel in Nederland een systeem van CO2-emissiehandel wordt geïntroduceerd en de KCB hiervan kan profiteren, nemen de opbrengsten voor de centrale toe, zodanig dat in geval van opwerking van splijtstofelementen vrijwel altijd een positieve marge wordt verkregen. In geval van directe opslag ervan blijft het risico van een negatieve marge nog aanwezig. Een ander risico waarmee EPZ rekening te houden heeft, is de opvatting die publieke groeperingen en overheid hebben ten aanzien van kernenergie. Het tien jaar langer openhouden van de KCB betekent ook dat EPZ langer geconfronteerd wordt met opvattingen vanuit de samenleving over kernenergie. Deze invloed verloopt via de keuze voor hun elektriciteitsleverancier die afnemers in een geliberaliseerde energiemarkt kunnen maken. De elektriciteit van de KCB wordt aan eindverbruikers geleverd via de aandeelhouders Essent en Delta. Essent is één van de grootste elektriciteitsleveranciers in Nederland. Op de kleinverbruikersmarkt speelt de beeldvorming die Essent bij haar afnemers heeft een belangrijke rol (Kaal, 2001). Telkens wanneer de KCB publiek in discussie geraakt (bijvoorbeeld n.a.v. vergunningprocedures of transporten van kernafval) kan dit de beeldvorming van Essent negatief beïnvloeden.

Offshore wind De investeerder in een offshore windpark kan één van de huidige grote Nederlandse elektriciteitsproducenten zijn, maar ook een nieuwkomer op de Nederlandse elektriciteitsmarkt. Vanwege de grote investeringen die met offshore wind gemoeid zijn is het waarschijnlijker dat we moeten spreken van een bestaande of nieuwe elektriciteitsproducent die, samen met een groep van risicodragende investeerders, besluit tot investeren in en exploiteren van een offshore windpark. Omdat het hier primair om een investeringsbeslissing gaat spreken we verder over ‘de investeerder’. In deze studie is uitgegaan van een 500 MW offshore windpark dat op verschillende momenten gerealiseerd kan worden. Uitgaande van de hier gebruikte bandbreedtes met betrekking tot de kosten en de verwachte opbrengsten op de elektriciteits- en groencertificatenmarkt, komt uit de berekeningen in Hoofdstuk 5 naar voren dat de risico’s voor een negatieve marge nog aanzienlijk zijn wanneer een dergelijk windpark vóór 2007 wordt gerealiseerd. Door daling van de kosten, maar vooral door opschaling van het turbinevermogen, is een rendabele exploitatie te verwachten voor een offshore windpark dat na 2007 wordt gerealiseerd. De in deze studie veronderstelde kostendaling is echter alleen mogelijk wanneer de komende jaren, op kleinere schaal, offshore windparken worden gerealiseerd. De zekerheid die een investeerder wenst ten aanzien van de betrouwbaarheid van de turbine in geval hij een windpark met honderden turbines wil realiseren kan een turbinefabrikant alleen geven wanneer voldoende ervaring is opgedaan met kleinschaliger parken (op het Nederlandse deel van de Noordzee of bij offshore windparken in het buitenland). Voorwaarde voor een voldoende kostendaling is de mogelijkheid van turbinefabrikanten om grote aantallen turbines in serieproductie te produceren. Hieromtrent bestaan vooralsnog aanzienlijke onzekerheden. De onzekerheid over de kostendaling wordt ook veroorzaakt doordat bij de bouw, installatie en exploitatie van kleinschali46

ECN-C--02-055

ger windparken nog allerlei nieuwe problemen kunnen opdoemen waarvoor oplossingen bedacht en geïmplementeerd moeten worden. Ook zal rekening moeten worden gehouden met mogelijke milieueffecten en veiligheidsrisco’s, die voor een deel van planologische, maar ook van technische aard zijn. Zonder extra overheidsondersteuning komt de gewenst ontwikkeling waarschijnlijk niet van de grond. Een investeerder die een plaats op de markt voor offshore windenergie wenst doet er verstandig aan deze ontwikkelingen niet af te wachten, maar ook al bij de kleinere windparken kennis en ervaring op te doen. Aan de opbrengstenkant bestaan met name risico’s ten aanzien van de groencertificatenmarkt. Hoewel in deze studie is uitgegaan van een inschatting van de prijs van groencertificaten op de middellange termijn, moet worden vastgesteld dat het hier om een kunstmatige markt gaat die sterk afhankelijk is van het gevoerde energiebeleid, niet alleen in Nederland, maar, in verband met de toenemende internationale handel van groencertificaten, ook in andere Europese landen. De onzekerheid over het toekomstige beleid met betrekking tot stimulering van duurzame energie, zowel in Nederland als in andere Europese landen, is op dit moment nog aanzienlijk. Hoewel er nog geen volledig inzicht bestaat in de milieueffecten en veiligheidsrisico’s van offshore windparken en hier meer onderzoek naar moeten worden gedaan, kunnen deze als beheersbaar en aanvaardbaar worden aangemerkt. Hier tegenover staan belangrijke milieuvoordelen zoals het CO2-vrije karkater van de elektriciteitsproductie en de reversibiliteit van de milieueffecten. De milieuvoordelen vertalen zich voor de investeerder vooral in een positief imago en een draagvlak bij publiek en politiek voor deze vorm van elektriciteitsproductie.

6.3

Maatschappelijke beïnvloeding

Overheidsbeïnvloeding De beslissingen die de exploitant van de KCB, EPZ, en investeerders in offshore windparken nemen worden beïnvloed door onder andere de overheid en burgers. Via democratische besluitvormingsprocedures wordt het overheidsbeleid vastgelegd in concrete plannen en wet- en regelgeving. Op het gebied van milieu en energie heeft de Nederlandse overheid in toenemende mate te maken met internationale afspraken, met name binnen de Europese Unie. De liberalisering van de energiemarkten en de verdeling van de Kyoto-afspraken zijn daar goede voorbeelden van. Tussen de overheid en bedrijfssectoren vindt overleg plaats dat kan leiden tot afspraken (convenanten) over te realiseren doelstellingen. Voorbeelden met betrekking tot CO2-reducties zijn het Kolenconvenant met de elektriciteitproductiesector en het Benchmarkconvenant met de industrie. De overheid zet daarnaast in toenemende mate beleidsinstrumenten in waarmee getracht wordt het gedrag van bedrijven en consumenten op een vrije markt te beïnvloeden Voorbeelden hiervan zijn fiscale stimuleringsinstrumenten zoals de in deze studie genoemde REB voor consumenten en EIA en VAMIL voor bedrijven. Andere beleidsinstrumenten worden zodanig vormgegeven dat marktwerking helpt bij het realiseren van overheidsdoelstellingen. In deze studie zijn daarvan een tweetal voorbeelden aan de orde geweest: de markten voor groencertificaten en CO2-credits. Een kenmerk van deze beleidsinstrumenten is dat de energieverbruiker en -producent bij keuzes die zij maken in een vrije energiemarkt rekening houden met milieuexternaliteiten. Binnen de regels die door de overheid worden opgelegd zijn marktpartijen vrij hun eigen keuzes te maken. Dat zowel marktpartijen als overheid moeten wennen aan de overgang van een nutssector naar een vrije energiemarkt wordt onder meer geïllustreerd door de controverse die is ontstaan over het openblijven van de KCB na 2003.

ECN-C--02-055

47

Beïnvloeding door burgers Energiebedrijven en investeerders kunnen op twee manieren door burgers worden beïnvloed: via maatschappelijke organisaties of als consument. Maatschappelijke organisaties (zoals consumenten- en milieuorganisaties) confronteren bedrijven met opvattingen van (een deel van de) burgers over hun bedrijfsactiviteiten. De wijze waarop bedrijven met maatschappelijke organisaties geconfronteerd worden kan uiteenlopen van publiekscampagnes tot het aangaan van een inhoudelijke dialoog. Maatschappelijke organisaties proberen bedrijven bewust te maken van een verantwoordelijkheid die zij hebben voor de maatschappij, niet alleen nu, maar ook in de toekomst. Om veranderingen te laten plaatsvinden kan zelfs sprake zijn van een samenwerking tussen bedrijven en maatschappelijke organisaties. Terreinen waarop maatschappelijke organisaties geprobeerd hebben in samenwerking met bedrijven een nieuwe ontwikkeling in gang te zetten zijn zonne-energie (Greenpeace) en energiezuinige woningen (WNF). Deze trend, waarbij maatschappelijke organisaties en bedrijven een dialoog aangaan of samenwerken, kan zich doorzetten naar andere terreinen binnen de energievoorziening, zoals offshore windenergie. In de vrije energiemarkt kunnen burgers als consument kiezen tussen producten en leveranciers. Door te kiezen voor groene stroom geven consumenten aan dat zij voorkeur hebben voor duurzaam geproduceerde elektriciteit. Verwacht mag worden dat, wanneer eenmaal de consumentenmarkt vrij is, een verdere productdiversificatie zal ontstaan ten aanzien van elektriciteit (Kaal, 2001). Om de transparantie over de herkomst te vergroten zal de overheid naar verwachting een systeem van stroometikettering invoeren. In de Tweede Kamer ligt hiervoor al een initiatiefwetsvoorstel van Groen Links en ook de Commissie Vogtländer doet dergelijke voorstellen in het kader van de invoering van CO2-emissiehandel. De voorkeur die een consument aangeeft voor duurzaam opgewekte elektriciteit door groene stroom te kopen heeft invloed op de productie van dit type elektriciteitsproductie, aangezien de vraag momenteel in Nederland veel groter is dan het aanbod. Of stroometikettering zonder meer zal leiden tot een vergelijkbaar effect, dat wil zeggen een verschuiving in het productieaanbod, is minder waarschijnlijk. Dat hangt er vooral van af of het in de markt gegenereerde vraagvolume voor een bepaald type elektriciteitsopwekking - bijvoorbeeld die van warmtekrachtinstallaties - het aanbod gaat overschrijden. Is dat niet het geval - in Nederland is veel stroom afkomstig van warmtekrachtinstallaties dan zullen de leveranciers relatief eenvoudig aan de vraag kunnen voldoen. Door een verbetering van de informatievoorziening over stroomopwekking zal het bewustzijn van consumenten over milieueffecten toenemen, met name ten aanzien van centrales die fossiele brandstoffen verstoken, maar ook die van andere bronnen waaronder kernenergie en duurzame energie. Energieleveranciers die willen inspelen op de behoeften van de meer milieubewuste consument zullen hun inkoopportfolio mogelijkerwijs aanpassen, hetgeen invloed heeft op de vraag naar elektriciteitsproductie uit bepaalde typen installaties. Dit kan op zijn beurt invloed hebben op de investeringsbeslissingen van elektriciteitsproducenten.

48

ECN-C--02-055

REFERENTIES APX (2001): www.apx.nl/marketresults.html. Bruggink, J.J.C. and B.C.C. van der Zwaan (2001): The Role of Nuclear Energy in Establishing Sustainable Energy Paths, ECN-C--01-109, ECN/IVM, October 2001. Dodd, D.H., R.J.S. Harry, J.L. Kloosterman, R.J.M. Konings en A.M. Versteegh (1997): Opwerking van Nederlands Splijtstof - Een analyse, ECN-C--97-031; mei 1997. Droog, H.A., C. Kalverboer, G.R. Küpers (1994): Safety related upgrading of existing nuclear power plants in the Netherlands and the economic implications, International Nuclear Congress - Atoms for Energy, Transactions, Vol. 1. EMT (2001): Energie Markt Trends 2001, ECN-P--01-009. EPZ (2000): Jaarverslag EPZ, 2000. EPZ (2001a): www.epz.nl. EPZ (2001b): Persoonlijke communicatie met EPZ. EU (2001a): Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on the Promotion of Electricity from Renewable Energy Sources in the Internal Electricity Market; Commission of the European Community, COM(2000) 884 final, 28 December 2000. EU (2001b): Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council establishing a framework for greenhouse gas emission trading within the European Community and amending Council Directive 96/61/EC, COM(2001) 581; 23 October 2001. EZ (1996): Beschikking COVRA, Ministerie van Economische Zaken, Den Haag, E/EE/KK/96071429. Herkströter, C.A.J., H.J.M. Honée en A.P. Timmermans (1999): Advies inzake verdeling van verplichtingen van de elektriciteitsproductiesector, Adviescommissie herstructurering elektriciteitsproductie, november 1999. Kaal, M.B.T. (2001): Effecten van de versnelde liberalisering: consequenties van de versnelde liberalisering voor de concurrentiepositie van Nederlandse energiebedrijven, ECN-C--01-034, Petten, augustus 2001. Konings, R.J.M., D.H. Dodd, et al. (1999): Nader onderzoek naar de verwerking van gebruikte splijtstof uit Nederlandse kerncentrales, 21483/99.24187/P en 21483/99.24188/P (bijlagen), maart 1999. MER Near Shore Windpark (2000): Samenvatting Milieu-Effectrapport Locatiekeuze Demonstratieproject Near Shore Windpark, Min. EZ en VROM, februari 2000. Nuclear Fuel, Dutch utility EPZ no longer sees MOX use as an option at Borssele; 10 June, 2002; Vol. 27, No. 12. Tweede Kamer (1994): Tweede Kamer, behandeling van de brief van de minister van Economische Zaken inzake Borssele, 20 december 1994. VDEW (2000): Kraftwerke unterschiedlich eingesetzt, Persbericht, 17 September 2001. Versteegh, A.M. (2001): Persoonlijke communicatie met ir. A.M. Versteegh, NRG.

ECN-C--02-055

49

Vogtländer, P, et al. (2001): Commissie CO2-handel; Met een beurs naar een beter klimaat, november 2001. Voogt, M.H., M.A. Uyterlinde, M. de Noord, K. Skytte, L.H. Nielsen, A. Brusa, M. Leonardi, M. Whiteley, M. Chapman (2001): Renewable Energy Burden Sharing - Effects of burden sharing and certificate trade on the renewable electricity market in Europe, ECN-C--01-030, March 2001. Ybema, J.R., M.G. Boots, B.W. Daniels, A.W.N. van Dril, et al.(2001): Referentieraming energie en CO2 2001-2010, ECN-P--01-010.

50

ECN-C--02-055